Основные понятия и определения разработки. Разработка нефтяных и газовых месторождений

Основные понятия и определения разработки Лекция 5 часть 1 Разработка нефтяных и газовых месторождений включает обоснованный выбор систем и технологий разработки месторождений, моделирование и расчеты процессов вытеснения нефти и газа из пластов, определение рациональной системы воздействия на пласт, прогнозирование показателей разработки месторождения, планирование и реализацию выбранного метода разработки, проектирование и регулирование разработки месторождений. При разработке нефтяных и газовых месторождений комплексно используют данные геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидродинамики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования. Разработка месторождений Объект разработки Месторождение с тремя объектами разработки Система разработки месторождения На выделение объектов разработки влияют следующие факторы: Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Физико-химические свойства нефти и газа. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Параметры, характеризующие систему разработки 1. Параметр плотности сетки скважин SС, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то: Sс = S/n, [м2/скв] 2. В ряде случаев используют параметр SСД, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину. 3. Параметр А. П. Крылова NKP, равный отношению извлекаемых запасов N к общему числу скв. на месторождении:NKP = N/n, [т/скв] 4. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:  = nн/nд. 5. Параметр, р, равный отношению числа резервных скв., бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин nр, то р = nр/n. 1. текущая годовая добыча нефти и жидкости; 2. начальные балансовые запасы (НБЗ) где: К – пересчётный коэффициент; Sн – нефтенасыщенность; 3. начальные извлекаемые запасы (НИЗ) где:  – коэффициент нефтеизвлечения; 4. темп отбора: Qнг от НИЗ  НИЗ максимальный темп – 4-5%. 5. накопленный отбор нефти и накопленный отбор нефти от НИЗ указывают на стадию разработки месторождения; 6. текущий КИН: КИН тек Qн  НБЗ 7. газовый фактор; Qжпл 8. компенсация отбора жидкости закачкой: К омп  Qзак 9. водонефтяной фактор, Qв ВНФ  Qн 10. текущая обводнённость добываемой продукции; 11. действующий фонд скважин; 12. среднесуточный дебит одной скважины по нефти; по жидкости 13. распределение давления и температуры в пласте (в виде карт); 14. давления нагнетания для нагнетательных скважин и забойные давления для добывающих скважин; 15.распределение скважин по способам эксплуатации. Ввод месторождения в разработку. Стадии РНМ. Месторождение вводится в разработку не сразу, а постепенно согласно плану (ковру) бурения. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени  в разработку вводится некоторое число элементов системы nэ. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны Nэ, а число скважин nэ, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит:Nэ кр = Nэ / nэ. Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через (). Имеем: () = nэ / . Получим: Nэ = Nэ кр nэ = Nэ кр (). Введем понятие о темпе разработки элемента zэ(t), равном отношению текущей добычи нефти из скважин элемента к извлекаемым запасам нефти в данном элементе, так что: Zэ() = qн э ()/Nэ. Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за момент  к некоторому моменту времени t в разработку было введено nэ элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение: qн = Nэzэ (t - ) = Nэ кр () zэ (t - ) В формуле темп разработки элемента zэ берется средним за промежуток времени t - . Сетка размещения скважин Основные схемы расположения скважин Плотность сетки скважин Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты Когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов Принцип заводнения Поршневое вытеснение нефти водой Непоршневое вытеснение нефти водой Зональная неоднородность Послойная неоднородность Виды заводнения • Законтурное Применяется на небольших (до 5 км) залежах Закачка воды осуществляется в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности (100 м и более). • Приконтурное Применяется на небольших залежах при существенно сниженной проницаемости пласта в законтурной области или при затруднении связи законтурной воды с нефтенасыщенной частью пласта (например, при выпадении окислившихся тяжелых фракций нефти в области ВНК). Закачка воды осуществляется непосредственно в область водонефтяного контакта. • Внутриконтурное Применяется на крупных залежах для исключения экранирования и консервации центральной части залежи. Разделяется на блоковое, площадное, избирательное, очаговое. Системы разработки с воздействием на пласты Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины Приконтурное заводнение Разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего ряда с несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводненном Внутренний контур нефтеносности Внешний контур нефтеносности Нефтяная скважина Контрольные скважины Нагнетательные скважины Внутриконтурное заводнение Целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин; б) блочная система заводнения; в) очаговое заводнение; г) избирательное заводнение; д) площадное заводнение. Системы с внутриконтурным воздействием Системы с внутриконтурным воздействием Трёхрядная система разработки Пятирядная система разработки Системы с площадным расположением скважин Другие системы разработки Технологические показатели разработки Технологические показатели разработки (2) Темпы разработки залежи Отношение годовой добычи к начальным извлекаемым запасам q t   извл t   m н  скв н извл Эффективность системы разработки qн – среднесуточный дебит по нефти одной скважины qнΣскв – суммарная годовая добыча нефти с залежи Σзатр – суммарные затраты связанные со строительством скважин CC – себестоимость 1т нефти nопт – число добывающих скважин на месторождении, обеспечивающих минимальную себестоимость добычи нефти nэфф – число добывающих скважин на залежи, обеспечивающих наиболее эффективную разработку залежи (максимум прибыли) Динамика основных показателей разработки Карта разработки месторождения Стадии разработки месторождения Первая стадия разработки Вторая стадия разработки Третья стадия разработки Четвёртая стадия разработки Компьютерные технологии в проектировании разработки Технологические документы по разработке