Классификация и характеристика систем разработки

Данное в § 3.1 определение системы разработки нефтяного месторождения – общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих её построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S_с, 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

. (3.1)

Размерность . В ряде случаев используют параметр S_сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.П.Крылова N_кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

. (3.2)

Размерность параметра [N_кр] = тонн/скв.

3. Параметр w, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

. (3.3)

Параметр w безразмерный.

4. Параметр w_р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих её пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

. (3.4)

Параметр w_р безразмерный.

Классификацию систем разработки проводят по двум основным признакам:

· геометрии расположения скважин на площади или сетке скважин (расстояние между рядами скважин, между скважинами в рядах и т.д.);

· наличию или отсутствию воздействия на пласт для извлечения продукции из недр.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворённого газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырёх - (квадратной) (рисунок 3.2а) или трёхточечной (треугольной) (рисунок 3.2б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается определённое перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учётом положения этих разделов (рисунок 3.3).

Параметр плотности сетки скважин S_с может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10^-3 ) он может составлять 1- м²/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при м²/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S_с может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П.Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов м²/скв.

Рисунок 3.2 – Расположение скважин по четырёх- (а) и трёхточечной (б) сеткам: 1 – условный контур нефтеносности; 2 – добывающие скважины
Рисунок 3.3 – Расположение скважин с учётом водо- и газонефтяного разделов: 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 – внешний контур газоносности; 5 – внутренний контур газоносности

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_с может быть равен м²/скв. и более.

Параметр N_кр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других – доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (рисунок 3.2) вычисляют по следующей формуле:

, (3.5)

где l – в м, a S_с – в м²/скв.

Формулу (3.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр w, естественно, равен нулю, а параметр w_р может составлять 0,1-0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.

2. Системы разработки с воздействием на пласты (системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления).

Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счёт закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы:

· определяют местоположение водонагнетательных скважин;

· определяют суммарный объём нагнетаемой воды;

· рассчитывают число водонагнетательных скважин;

· устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.

2. 1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рисунке 3.4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин. Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части

Рисунок 3.4 – Расположение скважин при законтурном заводнении: 1 – нагнетательные скважины; 2 – добывающие скважины; 3 – нефтяной пласт; 4 – внешний контур нефтеносности;

5 – внутренний контур нефтеносности

пласта (рисунок 3.5). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти «запечатана» продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Рисунок 3.5 – Принципиальная схема законтурного заводнения: 1 – добывающие скважины; 2 – нагнетательные скважины

Помимо параметра S_с для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l ₀₁, первым и вторым рядом добывающих скважин l ₁₂ и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2s_с. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Размещение трёх рядов добывающих скважин (рисунок 3.4 и 3.5) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500-600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворённого газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки – при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров S_с и N_кр, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

Параметр w для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.

Параметр w_р для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1-0,3.

2. 2. Системы с приконтурным воздействием.

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности.

2. 3. Системы с внутриконтурным воздействием.

Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3-4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Рисунок 3.6 – Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении: 1 – добывающие скважины; 2 – нагнетательные скважины

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчётах с учётом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учётом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы – возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов, с высокими дебитами скважин.

На рисунке 3.6 показана схема разработки Ромашкинского месторождения при внутриконтурном заводнении (республика Татарстан).

Первоначальным проектом разработки Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных скважин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разработки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и площадные системы.