foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Системы разработки месторождения с использованием заводнения

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для пере­мещения нефти.

Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы раз­работки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравно­мерной сетке (преимущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в ра­боту относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шести­угольными). 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. Исследователи часто вклады­вают разное содержание в понятие плотности сетки скважин:

·         принимают только площадь разбуренной части залежи;

·         число скважин ограничивают по разным величинам суммарной до­бычи нефти из них;

·         включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д.

Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разра­ботку месторождений, была самой острой на всех этапах раз­вития нефтяной промышленности . Раньше плотность сетки скважин изменялась от 104/скв (расстояния между скважи­нами 100 м) до (4—9) 104/скв, а с конца 40-х — начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30— 60)104м2/скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторожде­ний при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.

Практикой разработки и дальнейшими исследованиями ус­тановлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеот­дачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и преры­висты продуктивные пласты, хуже литолого-физическиё свой­ства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и под-газовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин от­носительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25—30)104м2/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25— 30) 104м2/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь су­щественное, как при более редких сетках. В каждом конкрет­ном случае выбор плотности сетки должен определяться с уче­том конкретных условий.

В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание пер­воначально редких сеток скважин и последующее избиратель­ное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и ста­билизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называе­мый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую ста­дию и называют резервными. Резервные скважины предусмат­риваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в раз­работку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с уче­том характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % ос­новного фонда скважин. Их место размещения следует плани­ровать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для  замены фактически ликвидированных скважин из за старения (физического износа) или по техническим причинам (в резуль­тате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дубле­ров, которое может достигать 10—20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновре­менную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в ра­боту быстрый — все скважины вводят в работу почти одновре­менно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, ко­торую по порядку ввода скважин в работу различают на си­стемы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целе­сообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по паде­нию; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические ус­ловия определили применение ползучей системы на Самотлор-ском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномер­ной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, грави­тационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии. В СНГ в основном по треуголь­ной сетке разбурено большинство эксплуатационных объектов Азербайджана, Туркмении, Западной Украины, Северного Кав­каза и др.

Системы разработки с размещением скважин по неравномер­ной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополни­тельно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми ря­дами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному рас­положению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади. Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом сква­жины размещали рядами, параллельными первоначальному кон­туру нефтеносности. Такую систему начали применять у нас впервые в 1930 г. на Новогрозненском, затем на Туймазинском (20 • 104м2/скв при расстояниях между рядами 500 м и между скважинами в рядах 400 м), Ромашкинском (60*104м2/скв — 1000 м-600 м), Усть-Балыкском (42-104м2/скв), Мегионском (64-104м2/скв), Самотлорском (64 •104м2/скв) и других место­рождениях. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления); си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного се пополнения. По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­качкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100—1000 м. Его приме­няют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив­ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.), де­вонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), ясно­полянская  залежь  Ярино-Каменоложского  месторождения (Пермская обл.) и др. Оно не получило широкого распростра­нения.

2. Приконтурное заводнение, когда нагнетательные сква­жины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной бли­зости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гид­родинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроекти­ровано, например, по пласту СIII Дмитровского месторождения (Куйбышевская обл ).

3.   Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основ­ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин  вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель­ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы­вают эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтур-ное заводнение в случае необходимости сочетается с законтур­ным или приконтурным заводнением.

В странах СНГ применяется внутриконтурное заводнение таких ви­дов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки;  сводовос заводнение; очаговое заводнение; площадное за­воднение.

Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных ме­сторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основ­ной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах приме­няют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3—4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5—7). Разрезание на отдельные площади и блоки на­шло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Дь Та­тария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Орен­бургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Ма-монтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Си­бирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на место­рождениях Куйбышевской области (пласт А4 Козловского, пласт Б2 Стрельненского, пласт До Жигулевского и другие месторож­дения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты AB1 Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размеще­нием между двумя нагнетательными рядами не более 3—5 ря­дов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых си­стем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

При небольшой вязкости нефти (до 3—5 мПа • с) для объек­тов с относительно однородным строением пластов системы за­воднения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5— 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна по­вышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2—3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500  т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности   10 — 50   т/(сут-МПа)—трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др.).

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин раз­мещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за­лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за­контурным. Сводовое заводнение подразделяют на:

а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры — кумский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар­ском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири);

б)кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса за­лежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло­щади — Миннибаевская площадь Ромашкинского месторожде­ния);

в)центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200—300 м размещают 4—6 наг­нетательных скважин, а внутри се имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение может применяться в качестве само­стоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднород­ных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного за­воднения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от извест­ного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформен­ного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы), Коми АССР, Пермской, Оренбург­ской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии раз­работки.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно-точек каж­дого элемента залежи с расположенной в его центре одной до­бывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя­титочечной и линейной системами (рис. 3). Линейная си­стема—это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном по­рядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1:1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2бн=2бд=2б. Если 2L=2б, то ли­нейная система переходит в пятиточечную с таким же соотно­шением скважин (1 : 1).  Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение сква­жин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пяти­точечная система). В девятиточечной системе на одну добываю­щую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 :3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обра­щенную четырехточечную) системы с соотношением нагнета­тельных и добывающих скважин соответственно 1 :2 и 2: 1. Воз­можны также другие площадные системы. Таким образом, пло­щадные системы характеризуются различной активностью воз­действия на залежь, выраженной соотношением нагнетатель­ных и добывающих скважин (1 : 3, 1 : 2, 1 : 1, 2: 1, 3 : 1).

 

Рис. 3. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементам) 1 — добывающие, 2 — нагнетательные скважины

 

Результаты исследований, проведенных в ВНИИнсфти, Гипровостокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное заводние эффективно при разработке малопроницасмых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с по­вышением однородности, толщины пласта, а также с уменьше­нием вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БС10 Усть-Балык-ского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости!), так и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять пло­щадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.

Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величи­нами (в % — в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая — 50/70; комбини­рованная (законтурная, внутриконтурная)—28/18; избиратель­ная, площадная—18/9; законтурная — 3,3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности на­шли наиболее широкое применение.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут приме­няться по двум основным вариантам: закачка газа в повышен­ные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь при значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное раз­деление газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давле­ние закачки обычно на 15—20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти га­зом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно усту­пает заводнению, поэтому нашла ограниченное применение на месторождениях Горячий Ключ (Краснодарский край), Битков (Западная Украина), Андижан-Палванташ (Фергана) и др.

Статистика



Яндекс.Метрика