Файл: 3. разработка нефтяных месторождений режимы разработки залежей нефти.pdf

43
Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников тер- минологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается
«своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама приро- да не создает объекты разработки – их выделяют люди, разрабаты- вающие месторождение. В процессе разработки объекты могут объ- единяться или разделяться. В объект разработки может быть вклю- чен один или несколько пластов или залежей одного месторожде- ния. На одном месторождении возможна разработка одного или не- скольких объектов самостоятельной или одной сеткой скважин. Ос- новные особенности объекта разработки – наличие в нем промыш- ленных запасов нефти и определенной, присущей данному объекту, группы скважин, при помощи которых он разрабатывается.
3.7. Параметры системы разработки
Системы разработки характеризуется следующими параметрами:
1. Плотность сетки скважин. Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин – важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями (м) между скважинами и между рядами, а также удельной площадью S
осн на одну скважину (га/скв.). На выбор плот- ности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи.
Плотность сетки скважин S
с
,
2
м
,
скв.
равна площади нефтеносно- сти залежи S, приходящейся на одну добывающую и нагнетатель- ную скважину: c
0
,
S
S
n

(3.6)
здесь

44
n
0
= n
д
+ n
н
, где n
д и n
н
– число соответственно добывающих и нагнетательных скважин.
Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более ак- тивной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают. Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной.
2. Иногда используют параметр S
д
,
2
м
,
скв.
равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину, т.е. д
д
S
S
n

(3.7)
3. Параметр акад. А.П. Крылова А
и т
,
скв.






равный отношению начальных извлекаемых запасов нефти Q
0
к общему числу скважин на залежи (иногда к числу только добывающих скважин), т.е.
0 0
и и
0
д или
Q
Q
А
А
n
n


(3.8)
Очевидно, что этот параметр несет в себе важное экономиче- ское содержание, поскольку определяет рентабельность бурения скважин и для каждого района имеет свое значение.
4. Параметр интенсивности системы заводнения m, равный от- ношению числа нагнетательных к числу добывающих скважин (или наоборот), т.е.

45 н
l
n
m
n

(3.9)
5. Параметр m
р
, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин (для регу- лирования разработки), к общему числу скважин, т.е. р
р
0 0,1 0,5.
n
m
n



(3.10)
6. Удельный извлекаемый запас нефти (N
с
) – отношение извле- каемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин, т/скв.:
N
c
= N/n, (3.11) где N – извлекаемые запасы нефти.
7. Параметр

р равен отношению числа резервных скважин к общему числу скважин основного фонда (n
наг
+ n
доб
):

р
= n
рез
/(n
наг
+ n
доб
). (3.12)
Фонд скважин – общее число нагнетательных и эксплуатаци- онных скважин, предназначенных для осуществления процесса раз- работки месторождения. Он подразделяется на основной и резерв- ный. Под основным фондом понимают число скважин, необходи- мое для реализации проектной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и повышения эф- фективности системы воздействия на пласт.
Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышен- ной проницаемостью.
3.8. Влияние плотности сетки скважин на основные
показатели разработки

46
Скважины могут размещаться по равномерным сеткам (квад- ратным и треугольным) и неравномерным – прямоугольным или сгущающимся. Плотность сетки скважин, эксплуатирующих тот или иной пласт (объект разработки), есть отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин (м
2
/скв. или га/скв., 1 га = 10 4 м
2
). Например, при расстояниях между рядами скважин 500 м и между скважинами в ряду 400 м плотность сетки составляет 20×10 4
·м
2
/скв. (20 га/скв.).
От принятой сетки размещения скважин зависит годовая добы- ча нефти, жидкости, темпы их отбора; срок разработки месторож- дения, конечная нефтеотдача (КИН), скорость обводнения продук- ции скважин, динамика пластового давления и другие показатели.
Выбор схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади, определение их числа и взаимное расположение – ос- новные задачи при разработке нефтяных месторождений.
Эта задача решается комплексно с учетом геолого-физических свойств пластов и флюидов (вязкость нефти, проницаемость, тол- щина, глубина залегания пласта, его неоднородность, наличие связи между законтурной и внутриконтурной зонами, величина место- рождения и др.), технологических (режима работы залежи, система размещения скважин и расстояние между ними или плотность сет- ки, наличие закачиваемого агента), технических (наличие оборудо- вания) и экономических факторов (стоимости проекта и цены на нефть внутри государства и при продаже зарубежным потребителям).
Определяющими факторами при выборе плотности сетки скважин (расстоянием между скважинами) являются проницаемость пласта и вязкость нефти. При низкой проницаемости, высокой рас- члененности и неоднородности пласта, при повышенной и высокой вязкости нефти (более 20 и 40 мПа∙с) пласта выбирается более плотная сетка скважин.
При более плотной сетке скважин наблюдается, с одной сторо- ны, повышение таких показателей, как годовые отборы нефти, жид- кости, темпы их отбора, уменьшение продолжительности времени

47 разработки и повышение КИН, с другой стороны – более быстрое обводнение продукции скважин и, самое главное, увеличение стоимо- сти проекта.
3.9. Технологические показатели разработки залежей нефти
К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добываю- щих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приемистость скважин; динамика пластового давления, объемы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вы- вод скважин из эксплуатации и др.
Эффективность процесса разработки оценивается также по со- отношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.
Рассмотрим методику расчета основных технологических по- казателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).
1. Годовая добыча нефти (q
t
, т/год) – добыча нефти из всех до- бывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и ком- пьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти
(q
t
)и количество добывающих (n
tд
) и нагнетательных скважин (n
tн
) можно определить по формулам [11]:
0
ост
0
,
q
t
Q
t
q
q e

 
(3.13)
0 д д
0д
t
T n
t
n
n
e




(3.14)

48 0 н н
0н
,
t
T n
t
n
n
e




(3.15) где t – порядковый номер расчетного года (t = 1, 2, 3, 4, 5, …, 10);
q
0
– амплитудная добыча нефти за 10-й год; e = 2,718 – основание натурального логарифма; Q
ост
– остаточные извлекаемые запасы нефти; n
0д и n
0н
– количество скважин на начало расчетного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T – средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины
(20 лет).
2. Годовой темп отбора нефти t
низ
– отношение годовой добычи
(q
t
) к начальным извлекаемым запасам (Q
низ
), %:
t
низ
= q
t
/ Q
низ
. (3.16)
3. Годовой темп отбора нефти t
оиз
, % от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи (q
t
) к остаточ- ным извлекаемым запасам (Q
оиз
) – остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчета (разность между начальными извлекаемы- ми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчетного года):
t
оиз
= q
t
/ Q
оиз.
(3.17)
4. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Q
нак
– сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс. т:
Q
нак
= q
t1
+ q
t2
+
q
t3 + …
+
q
tn–1 +
q
tn
. (3.18)
5. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С
Q
– отно- шение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запа- сам), %:
С
Q
= Q
нак
/ Q
низ
. (3.19)
6. Коэффициент извлечения нефти (КИН), или коэффициент нефтеотдачи, – отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, д. ед.:
КИН = Q
нак
/ Q
бал
. (3.20)

49 7. Добыча жидкости с начала разработки Q
ж
– сумма годовых отборов жидкости (q
ж
) на текущий год, тыс. т:
Q
ж
= q
ж1
+
q
ж2
+
q
ж3
+…+q
жn–1
+ q
жn
. (3.21)
8. Среднегодовая обводненность W (доля воды в продукции скважин) отношение годовой добычи воды (q
в
) к годовой добыче жидкости (q
ж
), %:
W = q
в
/ q
ж
. (3.22)
9. Закачка воды с начала разработки – сумма годовых значений закачки воды (q
зак
) на конец отчетного года, тыс. м
3
:
Q
зак
= q
зак1
+
q
зак2
+
q
зак3
+…+
q
зак n–1
+
q
зак n
. (3.23)
10. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (теку- щая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидко- сти, %:
K
г
= q
зак
/ q
ж
. (3.24)
11. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала раз- работки (накопленная компенсация) – отношение накопленной за- качки воды к накопленному отбору жидкости, %:
K
нак
= Q
зак
/ Q
ж
. (3.25)
12. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется пу- тем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Г
ф
), млн м
3
:
q
газ
= q
t
Г
ф
. (3.26)
13. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн м
3
:
Q
газа
= q
газ1
+
q
газ2
+
q
газ3
+…+
q
газ n–1
+
q
газ n
.
(3.27)
14. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому коли- честву добывающих скважин (n
доб
) и количеству дней в году (Т
г
) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (K
э.д
), т/сут:

50
q
скв.д
= q
t
/ n
доб
Т
г
K
э.д
, (3.28) где K
э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающи- ми скважинами дней (суток) в течение календарного года к количе- ству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году и принят равным 0,98.
15. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году с уче- том коэффициента эксплуатации добывающих скважин, т/сут:
q
скв.ж
= q
ж
/ n
доб
Т
г
K
э.д
. (3.29)
16. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной сква- жины – отношение годовой закачки воды к среднегодовому количе- ству нагнетательных скважин (n
наг
) и количеству дней в году с уче- том коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (K
э.н
), м
3
/сут:
q
скв.н
= q
зак
/ n
наг
Т
г
K
э.н
, (3.30) где K
э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетатель- ными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.
17. Пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенден- цию к снижению, если накопленная компенсация K
нак менее 120 %, т.е. Р
пл t
≤ Р
пл н
; если накопленная компенсация в пределах от 120 до
150 %, то пластовое давление близко или равно начальному
Р
пл t
= Р
плн
; если накопленная компенсация более 150 %, то пласто- вое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р
пл t
≥ Р
плн

51 симального); снижением пластового давления, незначительной об- водненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии – до 4–5 лет. Резкий перелом кривой текущих отборов нефти в сторо- ну ее выполаживания (выравнивания) свидетельствует об оконча- нии первой стадии. Коэффициент извлечения нефти на первой ста- дии может достигать 10 %.
Вторая стадия соответствует наиболее высокому текущему уровню добычи нефти, сохраняющемуся в течение некоторого вре- мени (от 1–2 до 5–7 лет, иногда более этого срока). Фонд скважин в течение второй стадии увеличивается до максимального (в основ- ном за счет резервных скважин). Обводненность продукции увели- чивается с темпом от 2–3 до 5–7 % в год. Основная часть фонтани- рующих скважин переводится на механизированную эксплуатацию.
Ряд добывающих скважин переводится под нагнетание воды, начи- нается освоение системы поддержания пластового давления.
Небольшая часть скважин из-за высокой обводненности начинает выводиться из эксплуатации. Коэффициент нефтеизвлечения дости- гает 10–20 %, а для залежей с длительной по времени «полкой» – до 25–35 %. Отбор жидкости из залежи увеличивается с ростом об- водненности, однако текущая добыча нефти с некоторого момента времени начинает постепенно уменьшаться.
Начало третьей стадии соответствует существенному росту темпа снижения текущей добычи нефти при росте обводненности продукции скважин, достигающей к концу стадии 75–85 %. В пол- ном объеме функционирует система поддержания пластового дав- ления. Добывающий фонд скважин уменьшается из-за перевода ча- сти скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих сква- жин из эксплуатации по причине их высокой обводнененности или неудовлетворительного технического состояния. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Продол- жительность стадии достигает 10–15 лет и более, коэффициент нефте- извлечения увеличивается до 10–20 % при высоковязкой и 40–50 % – при маловязкой нефти.
Четвертая (завершающая) стадия характеризуется медлен- ным темпом снижения текущих отборов нефти (темп отбора около
1 % в год от начальных извлекаемых запасов – НИЗ), высокой об-