Тема 28. Рациональные системы разработки. Разработка отдельных залежей нефти

Рациональные системы разработки

Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуата­ции залежи и управлять им — определять расположение, число, порядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходи­мость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания (А. П. Крылов и др., 1962 г.).

Системы разработки должны быть рациональными, т. е. должны отвечать следующим основным требованиям: достижению максимально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточно высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторож­дений.

В нашей стране основным методом воздействия на пласт яв­ляется метод заводнения, внедренный в середине 40-х гг. на всех залежах нефти, не обладающих активным природным режимом дренирования.

Геологические факторы, определяющие выбор рациональной системы разработки

К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся следующие (М. М. Иванова, 1976 г.): размеры и форма залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекто­ров, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти начальное пластовое давле­ние и разница между этим давлением и давлением насыщения.

Размеры и форма залежей определяют применение системы воздействия на пласт и выбор его вида. Небольшие по размерам залежи с проявлением в них естественного водонапорного или упруго-водонапорного режимов могут разрабатываться в условиях природных режимов. Залежи, большие по размерам, но с неболь­шой шириной (до 5—10 км), могут разрабатываться с применением законтурного заводнения. При разработке крупных залежей предусматриваются различные варианты внутриконтурного за­воднения.

Размеры водонефтяных зон влияют на размещение добыва­ющих скважин. Так, большие водонефтяные зоны «отрезаются» от чисто нефтяной части залежи, и в их пределах размещаются добывающие скважины.

Глубина расположения залежей сказывается на плотности сетки скважин и активности системы заводнения вследствие экономических соображений. Поэтому более редкие, чем следо­вало бы, сетки скважин сочетаются с более активными системами заводнения.

Тип коллекторов обусловливает выбор системы заводнения, темп разработки, подход к вскрытию пластов.

Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее неоднородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более активным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин.

В зависимости от разницы в величинах начального плас­тового давления и давления насыщения определяется время начала освоения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки за­лежи.

Основные геолого-технологические факторы, влияющие на величину коэффициента извлечения нефти из недр

Рациональные системы разработки предусматривают достиже­ние максимально возможного коэффициента извлечения нефти из недр при экономически целесообразном уровне затрат.

Различают конечный и текущий коэффициенты извлечения нефти. Конечный коэффициент определяется отношением величины извлекаемых запасов залежи к начальным балансовым, а теку­щий — отношением накопленной добычи к начальным балансовым запасам залежи.

На величину коэффициента извлечения нефти оказывают влияние в первую очередь степень вытеснения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения и охват нефтяного пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата . В последнее время в формулу определения вводят в качестве сомножителя и коэффициент заводнения

Коэффициент вытеснения в значительной мере зависит от вели­чины отношения вязкости нефти к вязкости воды и степени однородности пласта. Чем меньше и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения воз­растает с увеличением объемов прокачанной воды, однако увели­чение объемов прокачки ведет к возрастанию себестоимости нефти.

Под коэффициентом охвата понимают отношение объема за­лежи, охваченного разработкой, к объему всей залежи. Он зависит от проницаемости пласта и ее изменчивости, расчлененности, прерывистости, от потерь нефти в тупиковых зонах, неполноты вытеснения по мощности пласта, несовершенства системы раз­работки в части размещения скважин и плотности сетки скважин. Перечисленные выше геологические и технологические факторы способствуют потерям нефти после прохождения фронта воды в виде целиков в изолированных линзах и полулинзах, в тупико­вых зонах и зонах выклинивания и литолого-фациального замеще­ния, в прослоях с низкой проницаемостью. В зависимости от расположения скважин на участках геологически неоднородных могут образовываться застойные зоны. Целики потерь образуются и в промежутках между скважинами центрального ряда и нагнета­тельными скважинами разрезающих рядов.

Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы, в конечном счете, увеличить коэффи­циенты извлечения нефти.

Геологическое обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением

В настоящее время большинство залежей со значитель­ными запасами нефти разрабатываются с заводнением, обеспечи­вающим поддержание пластового давления.

Поддержание пластового давления осуществляется путем за­качки в пласт преимущественно воды. При этом залежь в соответствии с проектом разбуривается сеткой добывающих и нагнета­тельных скважин. В технологическом плане такая залежь пред­ставляет собой объект разработки. Одним объектом разработки будут являться и несколько продуктивных пластов, разрабатыва­емых одной сеткой скважин.

Вид заводнения на объекте разработки выбирается в зависи­мости от геологического строения продуктивного пласта в нефтя­ной и законтурных его частях, вязкости нефти и других ее свойств, естественного режима залежи и т. п.

Закачка воды производится в законтурную или приконтурную часть нефтяной залежи или непосредственно в нефтяную залежь. В зависимости от этого выделяют законтурное и внутриконтурное заводнение.

Система разработки с законтурным за­воднением. Основным условием успешного применения "Систем разработки с законтурным заводнением является наличие хорошей гидродинамической связи между нефтеносной и водо­носной частями пласта на контуре залежи. Обычно разработка с законтурным заводнением применяется для залежей нефти с естественным упруго-водонапорным режимом.

Добывающие скважины при системе разработки с законтурным заводнением располагаются рядами вдоль внутреннего контура нефтеносности, причем скважины каждого последующего ряда смещаются по отношению к скважинам предыдущего ряда на половину принятого расстояния между добывающими скважи­нами. Последний ряд скважин должен располагаться в самой повышенной части залежи (рис. 104, а).

При разработке пластовых сводовых залежей, приуроченных к асимметричным складкам, на пологом крыле размещается больше рядов добывающих скважин, чем на крутом (рис. 104, б). При разработке литологически экранированных залежей нагнетатель­ные скважины располагаются вдоль водонефтяного контакта (рис. 104, в).

Расстояние между скважинами в рядах принимается меньшим, чем расстояние между рядами. Этим обеспечивается более равно­мерное стягивание контура нефтеносности. В Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях применяют расстояния между скважинами 300—500 м, а между рядами 500—800 м. Нагнетательные скважины располагают в непосред­ственной близости от контура нефтеносности (200—300 м), а во многих случаях — прямо на внешнем контуре нефтеносности. Как правило, нагнетательные скважины бурятся вдоль всего контура.

Расстояния между нагнетательными скважинами при закон­турном заводнении обычно принимаются в 1,5—2 раза большими, чем расстояния между добывающими скважинами. Число нагне­тательных скважин, а, следовательно, и расстояния между ними могут быть рассчитаны в зависимости от необходимых объемов воды, подлежащих закачке, и приемистости скважин, объем воды, подлежащий закачке, определяется по объему в пластовых усло­виях жидкости, извлекаемой из пласта. Приемистость скважин устанавливается при их исследовании. При расчете необходимого объема воды для закачки следует учитывать ее отток в законтур­ную часть пласта. Величина оттока обычно принимается 10—20 %.

Нагнетательные скважины желательно смещать на половину расстояния между добывающими скважинами первого ряда. Это позволит обеспечить более равномерное продвижение контура нефтеносности.

Порядок разбуривания системы запроектированных добыва­ющих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении рекомендуется следующий. В первую очередь необходимо раз­бурить первый ряд добывающих скважин и не менее 50 % нагне­тательных скважин, затем следует бурить добывающие скважины второго, третьего рядов и оставшиеся нагнетательные скважины. Наиболее эффективно законтурное заводнение при трех-пяти рядах добывающих скважин, большее число рядов нецелесооб­разно, так как расположенные на значительном расстоянии добывающие скважины не будут испытывать должного эффекта от законтурного заводнения. Для быстрейшего вовлечения в раз­работку всей залежи следует применять дополнительное заводне­ние в разрезающие ряды нагнетательных скважин, что обеспечит равномерное воздействие нагнетаемой воды по всей залежи.

С истема разработки с внутри контурным заводнением. К внутриконтурному заводнению относятся: закачка воды в разрезающие залежь ряды нагнетательных сква­жин приконтурное, площадное, очаговое заводнение.

Закачка воды в нагнетательные скважины, разрезающие за­лежь рядами, применяется при разработке крупных залежей нефти (рис. 105, а, б). При этом нагнетательные скважины раз­деляют крупные нефтяные залежи на эксплуатационные поля. Для каждого такого поля составляется свой проект разработки, определяющий систему расположения добывающих и нагнета­тельных скважин и уровень добычи нефти.

Ширина каждого эксплуатационного поля должна быть такой, чтобы на нем можно было расположить не более трех-пяти рядов добывающих скважин. Расстояние от первого ряда этих скважин до ряда нагнетательных скважин обычно принимается в 2 раза большим, чем между рядами добывающих скважин. На практике приняты расстояния между рядами добывающих скважин 400— 800 м, до нагнетательного ряда — 800—1600 м и между сква­жинами в добывающем ряду — 200—400 м. Расстояние между нагнетательными скважинами обычно принимается в 2 раза меньшим, так как закачивае­мая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Разбуривание зале­жи должно начинаться с рядов нагнетательных скважин. Затем бурятся ближайшие от них ряды добывающих скважин. В последнюю очередь бурит­ся центральный ряд сква­жин.

В начале разработки залежи нагнетательные скважины используются как добывающие. Это зна­чительно облегчает их освоение под нагнетание воды. Освоение скважин под нагнетание проводится через одну скважину, а из промежуточных скважин продолжается добыча нефти до подхода воды от соседней на­гнетательной скважины. После значительного обводнения про­межуточные скважины осваиваются под нагнетание. Такой поря­док нагнетательных скважин разрезающих рядов обеспечивает образование сплошного фронта воды вдоль разрезающего ряда.

Приконтурное заводнение применяется для сравнительно не­больших залежей, характеризующихся плохой связью водоносной и нефтяной частей пласта. Снижение проницаемости пласта в зоне водонефтяного контакта обусловливается литологической измен­чивостью пласта или физико-химическими процессами, происхо­дящими на контакте нефть — вода. В этих случаях для получения необходимого эффекта от закачки воды в пласт нагнетательные скважины следует располагать в зоне хороших коллекторов в нефтяной части пласта, вдоль контура нефтеносности (рис. 105, в). Первый ряд добывающих скважин обычно распо­лагается от ряда нагнетательных скважин на расстоянии, в 1,5— 2 раза превышающем расстояние между рядами добывающих скважин. Порядок разбуривания скважин при приконтурном заводнении тот же, что и при законтурном заводнении.

Площадное заводнение применяется для залежей нефти, при­уроченных к пластам, характеризующимся большой неоднород­ностью и имеющим низкие коллекторские свойства. При площад­ном заводнении скважины бурятся, но треугольной или квадратной геометрической сетке. В часть скважин, расположенных равно­мерно по всей площади, производится закачка воды; из остальных скважин осуществляется добыча нефти (рис. 106). Очаговое заводнение применяется для неоднородных пластов с целью регулирования процессов разработки. Обычно этот вид заводнения используют для повышения давления на участках, где слабо сказывается закачка воды от законтурных или раз­резающих рядов нагнетательных скважин. Под очаговые нагнета­тельные скважины выбираются высокопродуктивные добывающие скважины, вскрывшие более однородный пласт с лучшими коллекторскими свойствами в зоне, не подвергшейся влиянию за­качки воды. При закачке воды в такие скважины обеспечивается более быстрое восстановление давления на всем участке.

Геологическое обоснование методов повышения коэффициента извлечения нефти

Методы повышения коэффициента извлечения нефти приме­няются на залежах с высоковязкой нефтью. К их числу относятся термохимические методы (создание очага горения в пласте, за­качка горячей воды или пара), закачка углекислоты и поверхно­стно-активных веществ, закачка водогазовой смеси, пен, воды повышенной вязкости и др. Подавляющее большинство этих мето­дов направлено на снижение соотношения между вязкостью высоковязкой нефти и вязкостью пластовой воды,

Термохимические методы применяются для залежей с вязкой нефтью, залегающих на сравнительно неболь­шой глубине — до 1000—1500 м. Обычно их используют для пла­стов, уже находившихся в разработке под влиянием естественного малоактивного режима, обеспечивающего низкий коэффициент извлечения нефти. Термохимические методы дают возможность повысить его с 0,1—0,15 до 0,3—0,4 и более.

Термохимическое воздействие на пласт и призабойную зону скважин осуществляется следующими методами:

1. закачкой в пласт горячих агентов (пара и воды);

2. созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

При закачке в пласт горячей воды или пара прогревается призабойная зона и очищаются от парафина и других отложений отверстия фильтра скважин и поровые каналы в призабойной зоне. Кроме того, уменьшается вязкость нефти. Пар или воду для этих целей закачивают периодически. Обычно закачка проводится в течение 10—14 сут в остановленную добывающую скважину. Затем скважину закрывают на двое-трое суток, чтобы тепло рас­пространилось как можно дальше от ствола скважины в глубь пласта, после чего возобновляют ее эксплуатацию. Прогрев паром призабойной зоны увеличивает дебит скважины в несколько раз.

По мере остывания прогретой зоны пласта и повторного отло­жения в процессе эксплуатации парафиносмолистых веществ дебит скважины постепенно уменьшается, поэтому паротепловая обработка периодически повторяется. Для извлечения из пласта вязких нефтей применяется закачка пара в пласт через нагнетательные скважины. Этот метод с успехом испытан на Северном Сахалине, в Краснодарском крае и в других районах. Опытно-промышленные работы показали, что закачка пара дала возможность повысить коэффициент извлечения с 0,12 до 0,3—0,4. Нагнетание пара для вытеснения нефти из пласта может применяться при существующих парогенераторах для пластов, залегающих на глубине не более 700—1000 м.

Т епло для воздействия на пласт при методе извлечения нефти путем создания внутрипластового движущегося очага горения образуется за счет сжигания части пластовой нефти. На горение расходуется около 10—15 % нефти, первоначально содержащейся в пласте. Обычно сгорают наиболее тяжелые, менее ценные ком­поненты нефти.

Горение начинается в пласте при температуре 90—150 °С. До этой температуры призабойная зона пласта нагревается элек­трическим или газовоздушным нагревателем. После начала горе­ния температура быстро возрастает и после достижения 300— 500 °С нагреватели выключаются. Для поддержания очага горе­ния необходимо непрерывное нагнетание воздуха или другого кислородсодержащего агента.

Фронт горения постепенно перемещается от нагнетательной скважины к добывающей.

По опытным данным впутрипластовый движущийся очаг горе­ния позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Высокая эффективность процесса объясняется комплекс­ным воздействием на пласт теплового и динамического факторов: влияния испарения легких фракций нефти и воздействия пара, образованного из пластовой воды и воды, полученной в результате горения.

Закачка углекислоты - как показали результаты лабораторных исследований, вязкость нефти при закачке угле­кислоты может снизиться в 10 раз. Добавка углекислоты в нагне­тательную скважину на небольшом месторождении Вашингтон (США, штат Оклахома) увеличила ее приемистость в 8 раз, а теку­щую нефтеотдачу — на 30 % по сравнению с этими показателями при применении методов обычного заводнения.

Закачка поверхностно-активных ве­ществ (ПАВ) — сущность метода заключается в снижении этими веществами поверхностного натяжения на границе нефть — вода, вода — порода, что способствует повышению скорости вы­теснения и увеличению коэффициента вытеснения. У нас в стране работы по промышленному применению ПАВ проводятся на ряде месторождений высоковязкой нефти.

Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости направлена на снижение фазо­вой проницаемости для воды в высокообводненных зонах и пропластках, в которых произошел прорыв нагнетаемой воды. Тем самым повышается коэффициент вытеснения. Последний может быть повышен, если увеличить вязкость нагнетаемой воды путем добавления в нее гелей, действующих как загустители.

Контрольные вопросы:

1.Какие существуют геологические факторы, определяющие выбор рациональной разработки залежей?

2.Что такое законтурное заводнение?

3.Что такое внутриконтурное заводнение?

4.Приконтурное заводнение

5.Термохимические методы

6.Закачка углекислоты

7.Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ)

8.Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости

Занятие № 29