Тема: Проектування розробки нафтових покладів.

План:

1. Основні геологічні дані для проектування розробки.

2. Розрахунок показників розробки.

3. Контроль та регулювання розробки нафтових родовищ.

1. В зв’язку з необхідністю швидкого вводу нафтових та газових родовищ в розробку знаходять особливе значення питання встановлені раціональною їх розвідкою з визначенням мінімального об’єму початкових даних для проектування системи розробки.

Складання технологічної схеми або проект розробки базується на наступних геолого – промислових матеріалах, отриманих в результаті геолого – розвідувальних робіт і дослідної експлуатації:

- В результаті геолого – пошукових розвідувальних робіт повинні бути побудовані детальні структурні карти по покрівлі і підошві нафтового пласта з показом тектонічних порушень, лінії виклинювання і заміщення продуктивних відкладів на не продуктивні. Крім того, повинні бути побудовані карти ізопахіт та літолого – стратиграфічні розрізи.

- Повинно бути встановлене положення внутрішнього і зовнішнього контурів нафтоносності вода - нафта (ВНК) і нафта – газ (ГНК).

- Потребують дослідженню в лабораторіях властивості нафти, газу і води в пластових і поверхневих умовах. Серед властивостей пластової нафти з особливою ретельністю повинні бути досліджені такі параметри, як тиск насичення нафти газом і залежність в’язкості, об’ємного коефіцієнту пластової нафти від тиску насичення.

- Колекторські властивості пласту (пористість, проникність, карбонатність і т.д) повинні бути вивчені як по даним пластового керну, так і за допомогою промислово - геофізичні і гідродинамічні дослідження. Обробка первинних матеріалів дослідження колекторських властивостей пласта необхідно проводити з залученням математичної статистики.

- На стадії експлуатації свердловин повинні бути ретельно виміряні початковий пластовий тиск і встановлена динаміка зміни тиску в часі. В пробурених свердловинах повинні бути визначенні коефіцієнти продуктивності, п’єзопровідності при встановлених режимах фільтрації.

- На стадії експлуатації родовища повинні бути намічені і проведені дослідження і спостереження по вивченню проявлення природного режиму покладів нафти. Значенням природного режиму в багатьох випадках визначається підхід до проектування системи розробки і встановлення варіантів проектних рішень.

Виділення об’єктів самостійної розробки.

Якщо при розвідці родовища свердловинами відкривається декілька нафтопродуктивних пластів, то при рішенні задач проектування особливо важливим та актуальним являється питання про виділення експлуатаційних об’єктів для самостійної розробки по окремій сітці свердловин. Ця задача вирішується на основі ретельного вивчення і аналізу матеріалів по геологічної побудові покладів, колекторських властивостей горизонтів, фізико – хімічних властивостей рідин і газу, особливості проявлення природного режиму розробки пластів. Тому в розділі про геологічну будову родовища повинен бути встановлений тип покладів нафти, зроблена оцінка запасів нафти і газу по виділеним пластам, ретельно вивчена товщина пластів за їх простяганням.

Основним принципом для виділення пласта в самостійний об’єкт розробки являється те, що б запаси нафти і дебети свердловини при самостійній його розробці забезпечили б такий рівень видобутку, при якому експлуатація об’єкту економічно виправдана.

Не рекомендовано об’єднувати в один об’єкт розробки пласти, проникність в яких різна в 2 і більше рази. Також не рекомендована спільна розробка пластів з однаковим пластовим тиском, особливо, коли тиск в одному з них близько до тиску насичення. Не рекомендовано об’єднувати для сумісності розробки пласти, нафти яких відрізняють по в’язкості більш чим в 4 рази.

Такій підхід дозволяє ефективно контролювати і регулювати розробку пласта, враховуючи особливості його геологічної побудови, положення контурів нафта – вода, нафта – газ, а також його неоднорідність. Разом з тим, потрібно врахувати , що при проектуванні розробки родовища з видаленням декількох об’єктів самостійної експлуатації повинна бути розроблена ув’язка варіантів розробки окремих об’єктів по розміщенню видобувних і водонагнітальних свердловин.

Остаточне рішення про виділення об’єктів самостійної розробки робиться на основі техніко – економічних показників, керуючись вимогами раціональної розробки окремих пластів і родовищ в цілому.

Встановлення нижньої межі проникності

Результати геолого – промислових дослідів нафтопродуктивних пластів показали, що не вся товщина пластів, відноситься по результатам геофізичних досліджень до нафтонасиченних, і може бути нафтовіддавною при досягнутих в процесі розробки перепадах тиску (дисперсіях). Але відмічено, що в шарувато – неоднорідних пласта збільшення дисперсії супроводжується залученням до розробки раніш невідомих нафтових пластів або прошарків.

Таким чином , встановлення граничної проникності пластів – складна задача, пов’язана з можливостями досягання високих дисперсій , які, в свою чергу, обумовлюються потужністю обладнання для механізованого видобутку нафти.

Д ля вирішення поставленої задачі свердловини досліджують свердловинними витратомірами при встановлених відборах, задаючи різні дисперсії на забої свердловини. По результатам дослідження будується крива, яка відображає залежність відношення нафтовіддаючої товщі пласта до всієї нафтонасиченої товщини від перепаду тиску.

По даним профілів притоку, знятих при відповідних перепадах тиску і які дають картину притоку по розрізу свердловини, визначають проникність прошарків по товщині і мінімальне значення проникності прошарків, з якого при цьому перепаді тиску ще можливий притік нафти.

Розрахунок середніх параметрів пластів і встановлення необхідної кількості вихідних даних. Продуктивні нафтоносні пласти володіють неоднорідною будовою. При аналізі фактичних даних по багатьом родовищам було встановлено, що на відстані, вимірювальних з реальною відстанню між свердловинами, параметри пласта можуть змінюватись, це дозволяє вважати, що до отриманих значень проникності по окремим свердловинам слід підходити як до випадкових величин, вивчення яких пов’язується з використанням методів математичної статистики і теорії вірогідності.

При проектуванні розробки родовища найважливішим параметром – є проникність. Дослідження закономірностей в змінні проникності з використанням таких основних статистичних характеристик, як математичне очікування, дисперсія, коефіцієнт варіації, дозволяє, хоч не повно, виразити якісну і кількісну характеристику неоднорідності пласта.

Дослідження неоднорідності ведеться в двох направленнях. Одне з них ставить своєю метою вивчення неоднорідності в широкому плані для проведення геологічних співставлень. Друге направлення – більш вузьке, розглядає вплив неоднорідності на розробку нафтових родовищ і вибір оптимальних систем розробки.

2. Методики розрахунку показників розробки покладів нафти визначаються їх режимом. Це пояснюється тим, що основні закономірності фільтрації рідини і газу в пластах описуються енергетичними складовими, обумовлюються потік нафти і газу в пластах.

Для початкової стадії розробки нафтових родовищ в природних умовах виявлення режиму головну роль відіграють сили пружності пласта і пластових рідин. По мірі зниження пластового тиску може бути момент, коли тиск буде нижче тиску насиченості і тоді в пласті буде розвиток режиму розчиненого газу.

Якщо в покладах проявляється напір пластових вод, то в ній можна отримати розвиток водонапірного режиму, якій характеризується постійним пластовим тиском.

Основні розрахунки показників розробки при пружно водонапірному режимі.

Витіснення нафти з пласта до свердловини в умовах пружньоводонапірного режиму відбувається за рахунок вивільнення пружних сил стиснутої рідини і породи. Область прояву пружньоводонапірного режиму по тиску лежить вище тиску насичення. З цього зовсім не слідує, що пружні сили не проявляються при зниженні тиску нижче тиску насичення. По прийнятій класифікації режимів, коли режим виділяється по головній силі, при зниженні пластового тиску нижче тиску насичення, пружні сили вже не грають суттєвої ролі в витісненні нафти. Хоча, слід оговорити, що в конкретній геолого-промисловій обстановці можливі випадки, коли для невеликих покладів нафти з великими гідродинамічними областями, які зайняті водою, пружні сили можуть грати суттєву роль навіть при зниженні пластового тиску в зоні відбору нижче тиску насичення.

Розрахунки в умовах пружньоводонасиченого режиму виконується як правило на початку розробки покладу нафти, коли параметри продуктивного пласта і насичення рідин вивчені недостатньо по невеликому числу свердловин. Крім того, специфіка розвідки нафтових родовищ складається в тому, що попав розвідною свердловиною на нафтове поле, поклади наступних розвідних свердловин планується таким чином, щоб не вийти за межі нафтоносності. По кінцевим результатам виходить, що на стадії підготовки покладу нафти до розробки центральна нафтонасиченна частина покладу більш менш вивчена, а крайні і особливо оконтуренні частини пласту залишаються вивченими вельми слабо.

3. Головна задача контролю за розробкою нафтових родовищ – визначення і відпрацювання методів регулювання розробки родовищ для досягнення проектних показників.

В процесі контролю за розробкою ведеться спостереження за видобутком нафти, води, газом, змінення пластового тиску, переміщення ВНК і т.д. На нафтопромислах будують графіки, які показують зміну цих показників в часі. Ці графіки прийнято називати динамікою показників розробки. Крім вираження показників в абсолютних одиницях будують динаміку показників в відносних одиницях.

Перша стадія відповідає освоєнню об’єкта розробки. В цей період іде розбурювання покладів нафти видобувними та водонагнітальними свердловинами. Освоюють систему підтримки пластового тиску. В зв’язку з вводом в експлуатацію нових свердловин видобуток нафти зростає. Виконують геофізичні та гідродинамічні дослідження свердловини. Протяжність першої стадії розробки залежить від розмірів родовищ, запасів нафти і інтенсивності розбурювання.

Друга стадія характеризується приблизно постійним високим темпом розробки. На цій стадії розробки основний фонд видобування свердловин вже пробурений, хоча продовжується буріння водонагнітальних і резервних свердловин. Розробку контролюють проведенням, наряду з гідродинамічними, дослідженнями притоку в видобувних свердловинах засобом дебітомерів та поінтервальних домішків води прошарку в інтервалі фільтра по засобам розходомерів.

Третя стадія характеризується падінням в часі видобутку нафти, як результат того, що велика частина запасів уже вилучена і відбувається обводнення видобувних свердловин. Розбурювання покладів на цій стадії практично завершено. Бурять тільки резервні свердловини на окремих ділянка, не охвачених заводненням зон пласта, а також до переходу на форсувальний відбір рідини по окремим ділянкам або для покладів в цілому. Нафтовіддача для кінця третього періоду розробки складає 80-90% від прийнятої в проектному рішенні.

Четверта стадія розробки відповідає завершальному етапу і характеризується подальшим зниженням темпів відбору нафти при зростанні обводненої продуктів свердловин. Заходи по регулюванню розробки в цей період зводяться до перерозподілу відборів і закачки з метою забезпечення виробки запасів з застійних, не охвачених заводненням зон пласта, а також до переходу на форсувальний відбір рідини по окремим ділянкам або для покладів в цілому.