Разработка нефтяных и газовых месторождений

 

Промышленную ценность разведываемого месторождения характеризуют его запасы, которые в зависимости от степени разведанности относят к обнаруженным (достоверным, промышленным) и предполагаемым (прогнозным). В зависимости от величины запасов месторождения делят на мелкие (менее 10 млн. т нефти или 10 млрд м3 природного газа), средние (10-30 млн. т нефти или 10-30 млрд. м3 природного газа), крупные (30-300 млн.т. нефти или 30-500 млрд. м3 природного газа) и уникальные или гигантские (более 300 млн. т. нефти или 500 млрд. м.3 природного газа).

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми). Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

· порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

· сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

· способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений). Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

· геолого-физические свойства пород-коллекторов;

· физико-химические свойства нефти, воды и газа;

· фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

· технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

За последние 15-20 лет в области обработки и интерпретации геолого-геофизической и промысловой информации произошли революционные изменения, геоинформационные компьютерные технологии позволяют повышать эффективность разведки и разработки залежей нефти и газа (совокупность программных средств по обработке и интерпретации собранных геологических, геофизических и промысловых данных, позволяющих описывать геологическое строение залежи с максимально возможной точностью, и основываясь на полученной математической модели, получать достоверные данные о запасах УВ и оптимальную схему из добычи). Доминирующее положение на рынке систем обработки геолого-геофизической и промысловой информации занимают фирмы Western Atlas, Schlumberger, Landmark и др. Такие системы ориентированы на трехфазное и трехмерное моделирование нефтегазового месторождения. Имеется возможность визуализировать результаты моделирования, получать трехмерные изображения любого из пластовых свойств, манипулировать ими в интерактивном режиме с целью более полного представления о протекающем процессе. Практически не осталось ни одного крупного месторождения эффективность разработки которого не была бы повышена благодаря использованию моделирования.

На основе геолого-физических сведений о свойствах нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения, взглядов на его будущую систему и технологию разработки создают количественные представления о их разработке. Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения— модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки месторождения. Модель п л а с т а — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модель процесса р а з р а б о т к и месторождения — система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр. Вообще говоря, в модели разработки нефтяного месторождения можно использовать любую комбинацию моделей пласта и процесса разработки, лишь бы эта комбинация наиболее точно отражала свойства пластов и процессов. Вместе с тем выбор той или иной модели пласта может повлечь за собой учет в модели процесса каких-либо дополнительных его особенностей и наоборот

5.1.Сетка размещения скважин

Разработку месторождения ведут экспериментальными скважинами, располагающимися по определенной сетке на территории месторождения. Шаг скважин в этой сетке и их общее число зависят от многих факторов, и в частности от энергетического режима залежи, геологического строения, физико-химических свойств пластовой нефти (газа) и др.

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)·104 м2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20·104 м2/скв, при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, на Ромашкинском –60·104 м2/скв. – 1000 м · 600 м, на Самотлорском – 64·104 м2/скв.

5.2.Стадии разработки месторождений

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени τ, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн, жидкости Tдж и обводненности продукции в n при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта;

2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;

3 – значительное снижение добычи нефти;

4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

· интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1¸2 % в год от балансовых запасов);

· быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального;

· резким снижением пластового давления;

· небольшой обводненностью продукции в n (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа・с и 35 % при повышенной вязкости);

· достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи н K (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 - 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Tдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

· более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года – при повышенной вязкости;

· ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

· нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);

· отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

· текущим коэффициентом нефтеотдачи η , составляющим к концу стадии 30 - 50 %, а для месторождений с «пиком» добычи – 10 - 15 %.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

· снижением добычи нефти (в среднем на 10¸20 % в год при маловязких нефтях и на 3¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

· темпом отбора нефти на конец стадии 1¸2,5 %;

· уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

· прогрессирующим обводнением продукции nв до 80¸85 % при среднем росте обводненности 7¸8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

· повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Kн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

· суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 - 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Tдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности в n . Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 - 90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

· малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Tдн (в среднем около 1 %);

· большими темпами отбора жидкости Tдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 -7 м3/м3);

· высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %);

· более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

· отбором за период стадии 10 ¸ 20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 - 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.