Файл: 3. разработка нефтяных месторождений режимы разработки залежей нефти.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.12.2023
Просмотров: 94
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
36
Для упрощения задачи возможна аппроксимация (замена) ис- тинной формы залежи такими формами или частями форм и их со- четаниями, которые поддаются аналитическому расчету (прямо- угольник, полоса, круг, сектор, кольцо). При этом необходимо со- блюдать определенные правила: длина внешнего периметра приня- той формы должна быть равна фактической длине контура нефте- носности; должны выполняться равенство площадей нефтеносности в пределах реального и расчетного контуров нефтеносности, равен- ство запасов и количества скважин в реальной и схематизированной залежах; запасы, приходящиеся на каждый ряд скважин в расчетной схеме, должны быть равны фактическим запасам (рис. 3.4).
Рис. 3.4. Схематизация вытянутой формы залежи
Залежь с соотношением осей 1/3 ≤ а/в ≤ 1/2 следует заменить при выполнении расчетов равновеликим по площади кольцом. Ряды скважин на схеме размещаются по концентрическим окружностям.
При а/в ≈ 1 залежь можно схематично заменить равновеликим по площади кругом (рис. 3.5).
Заливообразную залежь можно рассматривать как сектор кру- говой залежи. В каждом отдельном случае необходимо выбрать наиболее удобный и вместе с тем наименее искажающий способ схематизации формы залежи.
37
Рис. 3.5. Схематизация круговой формы залежи
Для расчета показателей разработки создается цифровая трех- мерная адресная геологическая модель (ГМ) месторождения, под которой понимается представление продуктивных пластов и вме- щающей их геологической среды в виде набора цифровых карт
(двухмерных сеток) или трехмерных цифровых кубов, характери- зующих:
– пространственное положение в объеме горных пород коллекто- ров и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
– пространственное положение стратиграфических границ про- дуктивных пластов;
– пространственное положение литологических границ в пре- делах пластов,тектонических нарушений и амплитуд их смещений;
– идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);
– средние значения в ячейках сетки геологических параметров, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;
– пространственное положение начальных и текущих флюид- ных контактов;
– пространственные координаты устьев, забоев и пластопере- сечений скважин.
Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения
38 сведений по вновь разбуренным скважинам, обеспечивать выпол- нение необходимых вычислений, получение файлов, просмотр дан- ных на экране, получение твердых копий.
3.4. Размещение скважин по площади нефтяного
месторождения (залежи)
Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, ис- ходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контур- ных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. Система заводнения определяется взаимным расположением забоев добы- вающих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности.
Скважины размещают по равномерной или по неравномерной сет- кам. В зависимости от схемы поддержания пластового давления возможны варианты законтурного, внутриконтурного или площад- ного заводнения.
При законтурном заводнении вода нагнетается в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Добывающие сква- жины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, парал- лельными контуру. Наиболее благоприятными объектами для осу- ществления законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками с хорошей проницаемо- стью и не осложненные тектоническими нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.
При внутриконтурном заводнении поддержание или восста- новление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В России при- меняют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные пло- щади или блоки самостоятельной разработки, очаговое заводнение, площадное заводнение.
39
Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные пло- щади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной систе- ме (рис. 3.6).
Рис. 3.6. Разрезание залежи на отдельные площади
На средних и небольших по размеру залежах применяют попе- речное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки
(блоковое заводнение) с размещением между двумя нагнетатель- ными рядами не более 3–5 рядов добывающих скважин. При высо- кой продуктивности оправдали себя пятирядные системы, при средней и малой – соответственно трехрядные и однорядные.
С целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений применяют схемы оча- гового и избирательного заводнения, в этом случае нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с приня- той упорядоченной системой разработки, а на отдельных выбороч- ных участках пластов.
Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной за- качкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Наиболее широко применяются площадные системы заводнения, которые по числу скважино-точек могут быть четырех-, пяти-, семи-, девяти- и тринадцатиточечные.
40
Системы заводнения бывают (проектируются) обращенные или необращенные (прямые). При обращенной системе заводнения в центре элемента располагается нагнетательная скважина, добы- вающие скважины расположены по углам элемента. При необра- щенной (прямой) системе заводнения в центре элемента располага- ется добывающая скважина, нагнетательные скважины расположе- ны по углам элемента.
Каждую систему характеризует параметр интенсивности си- стемы заводнения. При однорядной, четырех- (рис. 3.7, а), пятито- чечной (рис. 3.7, б) системе заводнения параметр интенсивности равен 1:1. При прямой семиточечной (рис. 3.7, в) – 1:2, т.е. на одну добывающую скважину приходится две нагнетательные скважины, девятиточечной (рис. 3.7, г) – 1:3 – на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные скважины, тринадцатиточечной –
1:3,5. При обращенной системе – соответственно 2:1; 3:1; 3,5:1.
Линейная система (рис. 3.7, д, е) – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахмат- ном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин в этом случае составляет 1:1.
Рис. 3.7. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения
(с выделенными элементами)
41
Площадное заводнение эффективно при разработке объектов со значительной площадью нефтеносности с малопроницаемыми коллекторами. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти.
3.5.Приток жидкости и газа к скважинам
Фильтрация жидкости или газа по пласту в районе расположе- ния скважины в большинстве случаев имеет радиальный или близ- кий к радиальному характер (линии тока направлены по радиусам окружностей, центром которых является центр скважины). Для определения дебита при установившейся радиальной фильтрации жидкости используют формулу Дюпюи: пл заб ж
к c
(
)
2
,
ln
P
Р
k h
Q
R
r
(3.4)
где Q
ж
– объемный расход жидкости, м
3
/с; k – проницаемость пласта, м
2
; h – толщина пласта, м; μ –динамическая вязкость жидкости,
Па∙с; Р
пл
– давление на круговом контуре питания радиусом R
к
, Па;
Р
заб
– забойное давление, Па; r
с
– радиус скважины, м.
Для газа используют формулу
2 2
пл заб г
к г
ат c
(
)
,
ln
P
Р
k h
Q
R
P
r
(3.5) где Q
г
– объемный расход газа при атмосферном давлении Р
ат
, м
3
/с;
μ
г
– динамическая вязкость газа, Па∙с.
3.6.Проектирование разработки залежей нефти
Под разработкой нефтяного или газового месторождения по- нимается управление процессом движения жидкостей и газа в пла- сте к добывающим скважинам при помощи определенной системы
42 размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, установления и поддержания наме- ченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии.
Проектированиесистемы разработки нефтяного месторожде- ния – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, характеризующих объект разработки, включает последователь- ность, темп разбуривания и обустройства месторождения (залежи); наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добы- вающих скважин; число резервных скважин, управление разработ- кой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Система за- воднения определяется взаимным расположением забоев добываю- щих и нагнетательных скважин и контуров нефтеносности. Выбор схемы размещения скважин, расстояния между забоями скважин, определение их числа, системы заводнения и режима разработки – основные задачи разработки нефтяных месторождений, которая решается комплексно с учетом геологических, технических и эко- номических факторов. При этом расчет строят таким образом, что- бы обеспечить заданный отбор из месторождения минимальным числом скважин с наибольшими дебитами в течение длительного срока эксплуатации и с наименьшими затратами на обустройство промысла.
Составной частью проектирования и осуществления рацио- нальной системы разработки является выделение эксплуатационных объектов. Объект разработки – это искусственно выделенное в пре- делах разрабатываемого месторождения геологическое образование
(пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее про- мышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В один эксплуатационный объект следует соединять пласты примерно с одинаковыми величи- нами проницаемости, пористости и пластового давления, пласты, содержащие нефть с близкими физико-химическими свойствами.