Режимы пластов, технология и показатели разработки

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, которые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть.

Наиболее распространенными в практике разработки нефтяных месторождений режимами пластов были: упругий, растворённого газа и газонапорный (или газовой шапки).

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счёт упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения порового объёма со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высокопроницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным.

Извлечение нефти при режиме растворённого газа происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворённого в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворённого газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающих пластах.

В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газонапорный режим (или режим газовой шапки).

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего её извлекают. Такой режим пласта называют гравитационным.

Однако в современной нефтяной промышленности России преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие «режим пласта» не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторождения осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем воды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку) двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих её факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии (рисунок 3.21). На первой стадии (участок I), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растёт, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения, которая зависит от работы буровых и промыслово-строи-тельных подразделений.

Вторая стадия (участок II) характеризуется максимальной добычей нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Третья стадия (участок III) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвёртой стадии (участок IV) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное её нарастание. Четвёртую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки. Следует ещё раз отметить, что

Рисунок 3.21 – Зависимость q_н, q_ж от t: 1, 2 – добыча соответственно нефти q_н и жидкости q_ж

описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизмененными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего, на третьей или четвёртой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

2. Темп разработки месторождения z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти q_н(t) к извлекаемым запасам месторождения N:

, (3.12)

Извлекаемые запасы месторождения определяются по следующей формуле:

. (3.13)

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.

Разработка месторождения, начавшись в момент времени , заканчивается в момент t_к, к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N. Тогда

. (3.14)

При расчётах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что

, (3.15)

поскольку при .

Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром N_{э кр}, темпом разработки элемента системы z(t) и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию v(t). Используя (3.11) и (3.12), получим

. (3.16)

Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти q_н(t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:

, (3.17)

где h_к – конечная нефтеотдача.

Используя (3.17), можно найти темп разработки месторождения, определяемый как

. (3.18)

Используя (3.12), (3.17) и (3.18), получаем несколько измененную величину темпа разработки:

. (3.19)

Часть используется понятие о темпе разработки, определяемом как отношение текущей добычи нефти q_н(t) к остаточным (извлекаемым) запасам нефти N_ост(t) месторождения, т.е.

. (3.20)

Для N_ост(t) имеем следующее выражение:

. (3.21)

Продифференцировав выражение (3.20) с учётом (3.21), имеем

. (3.22)

Учитывая, что , , , получаем окончательно следующую дифференциальную связь между темпами разработки месторождения:

. (3.23)

Если зависимость выразить аналитически, то, подставив её в (3.23), получим .

3. Добыча жидкости из месторождения. При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворённым в ней газом, или дегазированную нефть. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды. На рисунке 3.21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти q_н и жидкости q_ж:

, (3.24)

где q_в – добыча воды.

Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти. На третьей и четвёртой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.

4. Нефтеотдача – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу.

Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным её запасам:

. (3.25)

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным её запасам в конце разработки пласта:

. (3.26)

Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин «коэффициент нефтеотдачи» можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объёму пор пласта, отношения количества извлечённой из пласта жидкости к объёму пор пласта, обводнённости продукции и просто от времени. На рисунке 3.22 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи h от времени t. Если t_к –момент окончания разработки пласта, h_к – конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным её геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеотдачей – отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.

Рисунок 3.22 – Зависимость текущей нефтеотдачи h от времени t

Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта, и факторы, характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:

, (3.27)

где h₁ – коэффициент вытеснения нефти из пласта; h₂ – коэффициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения – величина, переменная во времени. Произведение справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А.П.Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина h₁ равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлечённой в разработку. Величина h₂ равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Конечную нефтеотдачу определяют не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями. Если даже некоторая технология позволяет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам.

5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения р_нас, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объёма добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

6. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.

7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным; оно изменяется в зависимости от режимов отбора нефти и закачки агентов в пласты. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин – пониженное (воронки депрессии). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объёму пластовое давление. Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление рассчитывается по следующей формуле:

, (3.28)

где – давление в точке с координатами в момент времени t.

В формуле (3.28) интеграл берётся по площади S месторождения.

При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта – на забоях нагнетательных скважин р_н, на линиях или контурах нагнетания , на линиях или контурах отбора и в добывающих скважинах р_с (рисунок 3.23). Важно определять также перепады пластового давления как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

8. Давление на устье р_у добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

9. Распределение скважин по способам подъёма жидкости с забоя на дневную поверхность (фонтанный, компрессорный, глубинно-насосный). Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия

Рисунок 3.23 – Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах: 1 – нагнетательная скважина; 2 – давление р_н; 3 – давление ; 4 – эпюра пластового давления; 5 – давление р_у; 6 – добывающая скважина; 7 – давление ; 8 – давление р_с; 9 – пласт

нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений и одинаковом устьевом давлении р_у в добывающих скважинах дебиты их будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъёма жидкости с забоя.

10. Пластовая температура. В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым.

Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокиси углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов. При использовании влажного внутрипластового горения – определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т.д.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчётной модели разработки нефтяного месторождения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

§ 3.5 Основное содержание проектных документов и стадийность