Вопросы для гоСа по дисциплине рнм

№	Текст вопроса
1	Основные нефтяные месторождения РК. Месторождения нефти в Актюбинской области. Месторождения нефти в Уральской области.
2	Основные этапы развития науки о разработке нефтяных месторождений. На каком месторождении был впервые в Казахстане получен фонтан нефти. В каких районах в дальнейшем шло развитие нефтяного дела.
3	Дать определение, что называется нефтяным и нефтегазовым месторождением. Что называется системой разработки нефтяных месторождении. Назвать два наиболее характерных признака по которым различают системы разработки.
4	Классификация систем разработки по двум наиболее характерным признакам и характеристика систем разработки. Технологические показатели разработки нефтяных месторождений.
5	Что называется объектом разработки. Как разрабатывается объект. Что является особенностью объекта. Можно ли разрабатывать различные объекты одними и теми же скважинами путем использования технических средств .
6	Назвать основные факторы влияющие на выделение объектов разработки. Как влияют геолого-физические свойства пород-коллекторов на выделение объектов разработки.
7	Влияние физико-химических свойств нефти и газа на выделение объектов разработки. Целесообразность объединения в один объект пластов с существенно различной вязкостью нефти.
8	Влияние на выделение объектов разработки фазового состояния угле-водородов и режим пластов. Какие фазовые состояния имеют УВ в пластах. Назвать режимы работы пластов.
9	Объяснить условия управления процессом разработки нефтяных месторождений, в зависимости от количества пластов и порпластов в одном объекте. Как технически и технологически осуществляется контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента.
10	Влияние техники и технологии эксплуатации скважин на выделение объектов разработки. Возможен ли отбор настолько значительных дебитов жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин.
11	Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Какая схема расположения скважин выгоднее при режиме растворенного газа.
12	При каком режиме рекомендуется геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (нарисовать схему) или трехточечной (нарисовать схему) сетке. Объяснить причины.
13	Какие параметры плотности сетки скважин при разработке высоко-вязких нефтей или нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами
14	Системы разработки с воздействием на пласты. Чем производится воздействие на пласты.
15	Системы с законтурным воздействием (заводнением). На каких место-рождениях производится законтурное воздействие (нарисовать схему). Расстояние между рядами, максимальное число рядов.
16	Системы с внутриконтурным воздействием. Как подразделяются эти системы. Рядные системы разработки. Их разновидность (нарисовать схему).
17	Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе разработки. Параметры при однорядной системе разработки. При разработке каких пластов используют эту систему.
18	Трехрядная и пятирядная системы разработки. Расстояние между рядами. Какая система более интенсивная (нарисовать схему).
19	Системы с площадным расположением скважин. Какие системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин наиболее часто используются на практике (нарисовать схемы).
20	Рациональная система разработки. Основные принципы рациональной системы. Система разработки отдельных горизонтов.
21	Ввод месторождения в разработку. Сколько стадий проходит разработка месторождений. Какие виды работ выполняются в первую стадию.
22	Как влияют физико-геологические свойства пласта, система и технология разработки на темп разработки. Влияние на уровень добычи нефти скорость разбуривания, обустройства и ввода в эксплуатацию месторождения.
23	Что называется технологией разработки нефтяных месторождений. Можно ли использовать различные технологии разработки месторождений при одних и тех же системах.
24	Какими определенными показателями характеризуются разработки нефтяных месторождений. Назвать общие показатели, присущие всем технологиям разработки. Как по стадиям меняются показатели добычи нефти.
25	От чего зависит добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Что такое газовый фактор.
26	Построение модели однородного пласта. Назвать главные параметры модели однородного пласта. На основе каких исследований в скважинах получают эти данные.
27	Модели пласта и процесс вытеснения нефти (модель зонально неоднородного пласта, модель слоисто-неоднородного пласта, модель поршневого и непоршневого вытеснения и т.д.). Дать краткое объяснение каждой модели.
28	Разработки трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой.
29	Анализ опыта разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Какие виды заводнения применяются. Подготовка воды к закачке.
30	Разработка месторождений при естественных режимах. Назвать основные режимы пласта. Какие системы расположения скважин применяются при газонапорном режиме.
31	Разработка месторождений с воздействием на пласт. Какие методы воздействия на пласт применяются.
32	Разработка глубоко залегающих пластов с аномально высоким пластовым давлением. На каких месторождениях возникает АВПД. Чем отличается разработка таких месторождений от обычных.
33	Основные результаты и проблемы разработки нефтегазовых месторождений и пластов с аномальными свойствами
34	Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений и их влияние на процесс разработки.
35	Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме. В каких случаях проявляется упругий режим. При решении каких задач используют теорию упругого режима.
36	При каких условиях развивается режим растворенного газа. Дать объяснение – первичная газовая шапка, вторичная газовая шапка. Схема расположения скважин при газовом режиме.
37	Наиболее часто применяемые виды заводнения. Рассказать технологию заводнения. Назначение кустовых насосных станций. Требования к качеству воды.
38	При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения какие нефти получают вначале разработки из добывающих скважин и в последствии. Что называется коэффициентом вытеснения нефти водой, привести формулу.
39	Какую роль играют следующие факторы на вытеснение нефти водой : структурно-механические (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов; смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой; скорости вытеснения нефти водой.
40	Что называется коэффициентом охвата. Его зависимость от: физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта); параметров системы разработки месторождения.
41	Как влияют следующие факторы на коэффициент охвата: применения способов и технических средств эксплуатации скважин; применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки.
42	Разработка трещиновато-пористых пластов заводнением. Основная проблема при разработке трещиновато-пористых пластов. Чему равен коэффициент вытеснения в трещиновато-пористых пластах.
43	Проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Что необходимо предпринять чтобы уменьшить скорость про-хождения воды в породе; решить проблему несмешиваемости воды и нефти; увеличить охват коллектора водой.
44	Рассказать о недостатках разработки нефтяных месторождений с при-менением законтурного заводнения. В чем преимущество систем с внутриконтурным заводнением по сравнению с системами с законтурным заводнением?
45	Что называется нефтегазовым месторождением. Что находится в нефтяной части нефтегазовых месторождений. В газовой части этих месторождений. Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений.
46	Что называется нефтегазоконденсатным месторождением. При каком содержании конденсата в газовой шапке на 1 м3 газа при стандартных условиях месторождение считают нефтегазоконденсатным. Что такое дифференциальная конденсация.
47	Какие специальные системы разработки при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений в основном используют. Технология барьерного заводнения с внутриконтурным заводнением. Какие цели достигают такой системой заводнения. Какой размер имеет нефтяная оторочка на таких месторождениях.
48	Система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости законтурным заводнением нефтяной части месторождения. В каких случаях применяют такую систему. На каких по размерам месторождениях применяют такую систему.
49	Чему способствует барьерное заводнение. Привести схему расположения скважин при барьерном заводнении. Чему равна газоотдача на режиме истощения.
50	Какие системы и технологические методы разработки используют при воздействии на пласты нефтегазовых и нефтегазоконденсатных место-рождений
51	Что называется неньютоновскими жидкостями. Какие осложнения возникают при разработке месторождений, содержащих жидкость с неньютоновскими свойствами
52	Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении. Как влияют: гидрофобизация породы на процесс заводнения; различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей.
53	Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений, перечислить. В каких случаях необходимо применение этих методов.
54	Методы разработки нефтяных месторождений с использованием закачки в пласт растворителей нефти и газа при высоком давлении. Рассказать технологию закачки.
55	Разработка нефтяных месторождений с закачкой в пласт двуокиси углерода. При каком давлении и температуре происходит полное смешивание СО2 с углеводородной частью нефти.
56	Какие газы применяют для закачки в пласт. Какой процент извлечения при закачке газа в пласт. На каких месторождениях рекомендуется этот метод.
57	Объясните суть механизма и технологических методов воздействия на пласт путем закачки в него двуокиси углерода. При каких давлениях и составах нефти и втесняющего ее газа возможно образование в пласте области полного смешивания нефти и газа?
58	Вытеснение нефти из пластов растворами ПАВ. Какая проблема решается закачкой ПАВ. Рассказать технологию закачки. Какую работу выполняет раствор ПАВ в пласте.
59	Вытеснение нефти из пластов растворами полимеров. Какая проблема решается закачкой растворов полимеров. Рассказать технологию закачки. Какую работу выполняет раствор полимеров в пласте.
60	Вытеснение нефти из пластов мицелярными растворами. Какая проблема решается закачкой мицелярных растворов . Рассказать технологию закачки. Какую работу выполняет мицелярный раствор в пласте.
61	Температура в пластах и ее изменение в процессе разработки месторождения. Геотермический градиент. Как влияет изменение температуры на процесс извлечения нефти.
62	Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром. Проблема возникающая при закачке горячей воды в пласт.
63	Разработка месторождений путем закачки теплоносителей в пласт методом «тепловых оторочек». Привести технологию закачки. Какая работа выполняется в пласте при этом методе.
64	Тепловые методы повышения нефтеотдачи пласта. Рассказать технологию закачки горячей воды, пара.
65	Технология и механизм извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения. Что необходимо для поддержания процесса горения.
66	Метод сухого горения , технология метода. Недостатки этого метода.
67	Метод влажного горения , технология метода. Применяется ли этот метод на наших месторождениях.
68	Преимущества тепловых методов перед другими. Объясните суть метода тепловых оторочек. Из каких соображений выбирают размер оторочки.
69	На основании каких документов допускается разработка месторождения. В каких случаях составляется проектный документ на разработку месторождения.
70	Экономические показатели разработки нефтяных месторождений и методы их определений.
71	Источники и методы получения исходных данных для составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений.
72	Критерий оптимальной разработки отдельного нефтяного месторождения.
73	Называть последовательно составляемые проектные документы по разработке нефтяных месторождений и объясните их назначение. На основании чего они составляются.
74	Какие технологические методы относятся к числу методов регулирования разработки. Каким образом регулируется процесс разработки.
75	Измерение, регистрация и анализ показателей разработки месторождений. Какие приборы применяются для выполнения этих работ.

Составила: Калмыкова А.Г.

1. Основные нефтяные месторождения РК. Месторождения нефти в Актюбинской области. Месторождения нефти в Уральской области.

История развития нефтегазовой отрасли Казахстана насчитывает более чем 200-летний период. Первые сведения о наличии нефти на структуре Доссор были обнаружены в записках Бековича – Черкасского, организовавшего по Указу Петра I в 1717 г., военно – топографическую экспедицию в Хиву через нижнее течение р. Эмба, затем в опубликованном отчете географа Н.Северцева в 1869. (Ш. Есенова и др., 1968).

В отчетах научной экспедиции, организованной в 1768 г. (С. Гмелин И. , Лепехин П., Паллас А.), имеются некоторые сведения о геологии и выходах нефти на Доссоре, о чем писал горный инженер Геологического комитета России Д. Кирпичников: «Несомненно, имеются большие скопления нефти, воспользоваться этим богатством очень трудно, так как нет пресной воды, нет путей сообщения с населенными пунктами, нет лугов степей, удобных для сенокосов»

В 1851 – 1853 гг. продолжались исследования этой части прикаспийской впадины, т.е. всей северо – восточной части Каспийского моря. Материалы экспедиции были опубликованы в Вестнике Русского географического общества в 1855 г. В этих работах подробно описаны рельеф, гидрография, растительный покров, проведен геологический обзор, характеристика грунтовых вод, почв и климата Устюрта, полуострова Мангыстау и Бозащи, Устюрта.

13 ноября 1899 г. первый нефтяной фонтан на глубине 40 метров с дебитом 22 – 25 тонн в сутки дала скважина № 7 на территории КарачунгулЖылыойского района Гурьевской (ныне Атырауской) области.

Сегодня Республика Казахстан является одной из крупных нефтяных держав мира. Площадь ее перспективных нефтегазоносных районов равна 1 млн. 700 тысяч квадратных километров, что составляет более 62% всей территории. Выделено и в разной степени изучено более 15 осадочных бассейнов с установленной или потенциальной нефтегазоностностью. В настоящее время открыто более 208 нефтегазовых месторождений. Их геологические условия благоприятствуют расширению сырьевой базы нефтегазовой промышленности.

В настоящее время на государственном балансе РК находится 214 месторождений углеводородного сырья,из которых 81 разрабатывается. Извлекаемые запасы нефти составляют около 3 млрд. т газа – более 2 трлн.м3, конденсата – более 300 млн.т.

Среди основных нефтегазоносных районов следует выделить:

• Эмбинский нефтегазоносный район

• Мангистауский нефтегазовый комплекс

• Актобинский нефтегазоносный район

• Южный нефтегазовый комплекс

• Шельф Каспия или Казахстанский сектор Каспийского моря (КСКМ).

Основные запасы нефти в Казахстане (более 90%) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях – Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Северные Бузачи, Алибекмоола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Кролевское. Из перечисленных, почти половина запасов нефти сосредоточена в двух гигантских нефтяных месторождениях Кашаган и Тенгиз. Большую часть всех запасов свободного газа (около 60%) и конденсата (около 80%) вмещает в себя месторождение Карачаганак.

Доказанные запасы страны, без учета шельфа Каспийского моря, составляют 21 млрд баррелей (2,9 млрд тонн) нефти и газового конденсата и 1,8 трлн м3 газа. Более 200 месторождений нефти и газа открыто на территории страны, при этом основные запасы углеводородного сырья сосредоточены преимущественно в 15-ти крупных месторождениях Западного Казахстана.

Среди них такие гиганты, как Тенгиз с извлекаемыми запасами нефти свыше 1 млрд тонн (7,3 млрд. барр.) и нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак с извлекаемыми запасами нефти и конденсата около 700 млн. тонн (5,1 млрд. барр.) и 1,3 трлн м3 газа.

Руководство страны и специалисты возлагают большие надежды на шельф Каспия и подсолевой комплекс Прикаспийской впадины. Это обусловлено наличием в этом районе благоприятных структур, фациальных литологических предпосылок. Кроме того, район непосредственно примыкает к территории, где расположены известные нефтяные и газовые месторождения Тенгиз, месторождения полуострова Бузачи и Астраханское, а также месторождения в надсолевых отложениях междуречья Урал – Волга.

Структура нефтегазового сектора Республики Казахстан

Указом Президента Республики Казахстан от 4 марта 1997 года, принимая во внимание значимость нефтегазового сектора для экономического развития, в целях защиты интересов Республики Казахстан в деятельности по разведке, разработке, добыче и переработки углеводородного сырья была создана Национальная нефтегазовая компания (ННК) «Казахойл» в форме акционерного общества.

Роль транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика по нескольким причинам, среди которых:

• Большая разбросанность промысловых скважин на нефтегазовых месторождениях и разнообразие их технологических режимов (дебита, рабочего давления, вида углеводородного сырья и др.);

• Содержание в добываемых углеводородах различных примесей, оказывающих влияние на использование этого сырья;

• Достаточно большая удаленность перерабатывающих предприятий от добывающих;

• Значительная разбросанность потребителей продуктов переработки.

Практически весь сбор добываемых нефтепродуктов на месторождениях осуществляется технологическими трубопроводами. Подавляющая часть добываемой нефти и весь природный газ поставляются потребителям по магистральным трубопроводам. Вместе с тем, для транспортировки нефти, сжиженных углеводородных газов, всех видов нефтепродуктов используют также железнодорожный, морской и речной (нефтеналивной), автомобильный транспорт. Следует отметить, что в начале третьего тысячелетия Республика Казахстан превращается в крупную нефтяную державу. По оценке экспертов, в ближайшие 10-15 лет Казахстан может стать одним из ключевых производителей нефти в мире.

Основные месторождения находятся в Западном регионе. Это Тенгиз, Карачаганак, Узень, Каламкас. Месторождения Тенгиз и Карачаганак являются одними из крупнейших в мире в запасами примерно 1,1млрд. тонн углеводородов.

После семи лет исследовательских работ на казахстанском секторе Каспийского моря была открыта новая крупнейшая углеводородная структура Восточный Кашаган. Это самое крупное открытие в мире за последние 30 лет. По предварительным данным объем запасов углеводородов составляет около 7млрд. тонн.

Перспективы развития магистральных трубопроводов Западного Казахстана.Для подачи нефтяного сырья на нефтеперерабатывающие заводы, на экспорт, и обеспечения транзита нефти прикаспийских государств потребуется реконструкция и развитие систем магистрального трубопроводного транспорта. В долгосрочной стратегии развития Республики Казахстан энергетическим ресурсам придается приоритетный характер. Это касается, в частности, экспорта энергоресурсов на международные рынки путем создания новых нефтепроводов, что позволит обеспечить финансовую базу устойчивого развития экономики, добиться стабильных и надежных экспортных поставок.

В настоящее время экспорт газа из Казахстана (Карачаганакское НГКМ) осуществляется только на Оренбургский газоперерабатывающий завод. Транзитом через РКтранспортируется газ из Туркмении по трубопроводам «Средняя Азия - центр» и «Бухара – Урал»

Ожидается, что к 2015 году производственные мощности по добыче нефти в Казахстане превысят 120 млн. тонн в год. Причем, прирост будет обеспечиваться преимущественно за счет освоения шельфа Каспийского моря, т.е. развитие трубопроводных магистральных систем в основном придется вновь на Западный Казахстан.

2. Основные этапы развития науки о разработке нефтяных месторождений. На каком месторождении был впервые в Казахстане получен фонтан нефти. В каких районах в дальнейшем шло развитие нефтяного дела.

Для осуществления управления развитием всей нефтяной промышленности и, в частности, развитием разведки и разработки нефтяных месторождений Декретом Правительства страны был в мае 1918 г. учрежден Главный нефтяной комитет (Главнефтеком) в отделе топлива Высшего Совета Народного Хозяйства (ВСНХ) [2]. Инициатива в создании такого комитета принадлежала И.М.Губкину, который стал членом коллегии Главнефтекома и осуществлял в течение более 20 лет (до его смерти в 1939г) важнейшие мероприятия по управлению нефтедобычей и разработкой. Поэтому нефтяники имели все основания неофициально считать И.М.Губкина своим «нефтяным комиссаром». Обратим взор на опубликованные И.М.Губкиным работы и доклады, ведь не секрет, что они существенно повлияли на развитие нефтяной науки, нефтяной геологии в частности.

С начала двадцатых годов стал проводить свои исследования в области разработки нефтяных месторождений, подсчета запасов нефти и технологии нефтедобычи проф. Л.С.Лейбензон. Первая его статья в этой области, опубликованная в 1923 г., и последующие послужили Л.С.Лейбензону основанием для создания им впоследствии новой науки – подземной гидравлики; без учета достижений этой науки нельзя проводить рациональную разработку нефтяных месторождений.

В начале же двадцатых годов грозненский геолог И.Н.Стрижов предложил свою систему разработки нефтяных месторождений. Учитывая возможность наличия газовой шапки в своде структуры, И.Н.Стрижов считал недопустимым начинать эксплуатационное бурение со свода и рекомендовал проводить бурение скважин, начиная с периферии структуры, поднимаясь по ее крыльям к своду. Такую систему разработки в опубликованной в то время в США литературе назвали «русской системой». В современной литературе силы приводящие нефть в движение описываются, как сила давления газовой шапки, а режим разработки называется «режимом газовой шапки». Не отрицая обоснованности «русской системы разработки» применительно к нефтяным залежам с газовой шапкой на своде, И.М.Губкин в последующем правильно считал недопустимым ее использование при разработке залежей нефти, в которых весь газ в пласте растворен в нефти, и главной силой, движущей ее к скважинам, является напор воды. Это высказывание также можно отнести к революционным, ведь в современной литературе выбор числа скважин, обоснование режимов их работы при водонапорном режиме определяется именно в зависимости от активности природной водонапорной системы создающей определенный напор на нефтяную залежь снизу.

Впервые в истории мировой нефтедобычи обоснование существования водонапорного режима (тогда его называли просто водяным или гидравлическим) разработки нефтеносных пластов было дано грозненскими геологами во главе с Н.Т.Линдтропом. В статье, опубликованной в 1925 г., Н.Т.Линдтроп привел фактические данные, доказывающие, что, например, в самых продуктивных (XIII, XVI) и других пластах Новогрозненского района (названного потом Октябрьским) весь газ в пласте находится в растворенном состоянии, и поэтому единственной силой, движущей нефть к скважинам, является напор краевой воды. Нефтеносный продуктивный пласт Н.Т.Линдтроп представил как водонапорную систему. начинающуюся с области питания на выходах пласта на более высоких гипсометрических отметках, чем в самой залежи. Н.Т.Линдтроп отметил явное взаимодействие водяных скважин, расположенных за контуром нефтеносности, с нефтяными скважинами, находящимися от них на сравнительно больших расстояниях внутри контура нефтеносности.

Разработка Н и Г месторождений – научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр содержащихся в них УВ, и сопутствующих им полезных ископаемых. Э тот процесс включает в себя: 1.разбуривание месторождений; 2. Выработку запасов Н и Г. Развитие Н и Г промышленности определялось 2-мя составляющими: 1. Геолого-поисковыми работами; 2. Развитие техники и технологии. 3. Строительство колодцев, а в последующем скважин, как технических сооружений для добычи УВ. Разработка месторождений протекала на естественных режимах – колодцы (скважины) располагались хаотично. В сравнении с колодцами, продуктивность скважин возросла многократно, их строительство было экономичней, быстрей, они больше по глубине (что открывает новые горизонты разработки). Разработка Н и Г месторождений – интенсивно развивающаяся область науки, ее развитие связано с: 1. Применением новых технологий извлечения УВ из недр. 2. Применением новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов. 3. Управлением разработкой. 4. Использованием совершенных методов планирования разведки и разработки с учетом сменных данных отраслей народного хозяйства. 5. Применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых. 6. Развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов.Особенно значимо осуществление всех технологических мероприятий разработки Н и Г месторождений с применением энерго- и ресурсосберегающих технологий. Как наука сформировалась в конце 40-х годов 20 века, А. П. Крылов – «Научные основы разработки нефтяных месторождений». Цель дисциплины – изучение основных технологических процессов, происходящих в пласте и скважине при разработке Н и Г месторождений, режимов работы залежей и систем разработки, методов повышения нефте-, газо-, и конденсатоотдачи. Наука РНГМ тесно связана и включает в себя региональную геологию, гидрогеологию, геофизику, подземную гидромеханику, скважинную добычу, сбор, транспортировку, хранение УВ т отраслевую экономику. Принципиальным отличием разработки нефтяных месторождений от других инженерных дисциплин является то, что инженер-разработчик не имеет непосредст-венного доступа к объектам своей деятельности – нефтяным пластам. Основным источником информации являются данные, полученные не путем непосредственных измерений, а на основе математической обработки данных геофизических и гидродинамических исследований скважин.

Нефтяная отрасль Казахстана — одна из основных отраслей экономики Казахстана. Первая казахская нефть добыта в ноябре 1899 года на месторождении Карашунгул, в Атырауской области.

Казахстан является одной из нефтедобывающих стран мира. Нефть в Казахстане начали добывать ещё в конце XIX века, намного раньше чем в Иране, Кувейте, Мексике, Норвегии, Саудовской Аравии.

Первыми высокую вероятность нахождения в этом регионе промышленных запасов нефти отметили российские военные, путешественники и ученые.

Сведения о нефтеносности казахской земли встречаются, например, в записках А. Бековича-­Черкасского, направленного по указу Петра I из Астрахани в Хиву. Эта экспедиция в 1717 году пересекла территорию Атырауской области и собрала общие географические и гидрогеологические данные об этой местности, включая сведения о нефти. Урало-Эмбинский район в течение XVIII и первой половины XIX веков посетили исследователи: И. Лепихин (1771), П. Рычков (1772), П. Паллас (1775), С. Гмелин (1783) и другие. В своих записках они привели гидрографические и топографические сведения, а также краткие геологические данные о полезных ископаемых. Во второй половине XIX века уже началось и геологическое исследование, ученые описали уже известные месторождения и дали характеристику природно-климатическим особенностям района.

Главную сложность они увидели в чрезвычайно трудных природно-климатических условиях, отсутствии путей сообщения, пресной воды, населенных пунктов. Тем не менее это не остановило предприимчивых людей, готовых вложить деньги в прибыльное дело.

Начало разработки нефтяных промыслов Эмбы связано с деятельностью мелких российских предпринимателей. Так, адвокат из Соль­-Илецка Юрий Лебедев, обративший внимание на выходы нефти близ урочища Карачунгул, в 1892 г. сделал первую заявку на разведку нефти. Однако, быстро истощив собственные средства, он продал свои заявки отставному гвардии штабс­капитану Леману за 26 тысяч рублей, который и основал первую на Эмбе нефте­промысловую контору Леман и Ко (1898-1909 гг.).

Компания получила исключительное право производства изысканий и разведок полезных ископаемых в шести волостях Гурьевского и Калмыковского уездов Уральской области на три года. Концессия охватила громадную территорию в 24 тыс. кв. верст. 13-18 ноября 1899 г. на месторождении Карачунгул в Южной Эмбе ударил первый газонефтяной фонтан, выбросивший около 25 тысяч тонн легкой нефти. Так началось освоение нефтяных богатств Казахстана. Однако группе Лемана тоже не удалось окупить затраты из-за погони за быстрой и легкой наживой, крайне плохо организованных разведочных работ, бессистемности и разбросанности деятельности. Леман с пессимизмом писал, что «и через 300 лет киргизская степь не будет вторым Баку».

Компания Леман и Ко предложила властям продать концессию иностранному капиталу или создать смешанное общество. В 1907 году Леман начал переговоры с иностранными предпринимателями – сначала с английскими, а затем с немецко­швейцарскими синдикатами. Политику иностранных инвестиций в российскую экономику поддержало правительство. Так, министр финансов, позже председатель Совета министров страны С. Ю. Витте говорил: «Россия нуждается в капиталах так же, как Сахара в воде».

Предложение российского предпринимателя Лемана заинтересовало англичан. Они направили своих инженеров и геологов в Урало-Эмбинский район и, убедившись в его богатых перспективах, купили у Лемана право на нефтяные концессии.

29 апреля 1911 г. из скважины № 3 в урочище Доссор ударил мощный фонтан. Струя нефти поднялась на высоту 20-25 м. Качество её оказалось очень хорошим, содержание керосина превышало 70 процентов. Так было положено начало крупной промышленной добыче на Эмбе.

Вокруг эмбинской нефти поднялся невероятный ажиотаж, для взвинчивания курса акций на мировых биржах распространялись слухи об огромном нефтяном море, непрерывных фонтанах, втором Баку, высоком качестве нефти и её неглубоком залегании. На Лондонской бирже приступили к выпуску новых акций на 5 миллионов фунтов стерлингов (свыше 47 млн руб.), предназначенных для разработки нефтяных богатств России.

В 1910-1913 гг. возникают крупные акционерные нефтяные компании, все при непосредственном участии английского капитала, который стал пионером масштабного промышленного освоения нефтяных богатств Казахстана. Это – Западно-Уральское нефтяное общество с ограниченной ответственностью (1912 г.), Центрально-Урало-Каспийское общество (1912 г.), зарегистрированная в Лондоне в 1914 г. ­Каспийская нефтяная компания, нефтепромышленное и торговое акционерное общество «Эмба» (1911-1919 гг.). Его основной капитал составлял 6 миллионов рублей, из которых доля англичан – 2,5 млн руб., или 42,5 процента акций, – принадлежала «Товариществу братьев Нобель». Другая часть акций принадлежала немцам и французам.

Всего на промыслах Эмбы в 1913 г. работало около 6 тысяч человек, в Доссоре – 2100 человек. Там построено 10 жилых домов для рабочих, 8 казарм, 3 барака, две кухни, больница, бани, столовые, школа, клуб, пекарни, телефон, электростанция, он стал настоящим нефтяным городком. Все рабочие проходили медицинское освидетельствование, практиковалось коллективное страхование от несчастных случаев, действовали 2-классное училище для детей, церковь, частный кинематограф. Рабочие-мусульмане освобождались от работ в праздники Ураза-Байрам и Курбан-­Байрам, на Рождество Христово зажигалась елка, на Пасху работали за особую плату, как и в дни своего рождения. Для рабочих и специалистов выписывались газеты и журналы: «Нефтяное дело», «Вестник инженеров», «Поверхность и недра», «Русские ведомости», «Нива», «Современный мир».

В то же время высок был травматизм, плохо поставлена профессиональная подготовка рабочих, оставляло желать лучшего медицинское и торговое обслуживание. Местные казахи выполняли самые тяжелые физические работы, их принимали только носильщиками или чернорабочими, редко масленщиками или тартальщиками.

Старейший нефтяник Казахстана Сафи Утебаев вспоминал: «Нефтяники работали в самых тяжелых условиях. Спали в бараках, один на одном, на самих промыслах работали под непрерывным ливнем нефти, а зарабатывали копейки. Ведь кочевники для англичан были самой дешевой рабочей силой.

Среди местного населения появляются первые предприниматели, обслуживающие нефтяную промышленность. Среди них, например, торговцы и извозчики Арыстангалиев, Бисембаев, Бекеев, Джаналиев, Сарсембаев, Утегалиев, Ченгерлаев и другие. Казахам приходилось учиться на ходу мелкому бизнесу, перенимая опыт, навыки, практику ведения частного предпринимательства, изучать русский и английский языки. Они заключали договоры с фирмами и занимались поставкой продуктов питания, охраной нефтепромыслов и нефтепроводов, строили дома и казармы, сдавали в аренду жилье.

Самым крупным нефтедобывающим предприятием было «Урало-Каспийское нефтяное общество». В 1914 г. им было добыто 9,5 млн пудов нефти, акционерным обществом «Эмба» – 6,5 млн пудов, «Эмба­Каспийским нефтепромышленным обществом» – 382,5 тыс. пудов. Наивысшая годовая добыча нефти в районе составила 272,8 тыс. тонн в 1914 году (в 1911 г. было добыто всего 15,7 тыс. тонн).

В экономической жизни России 1910-1913 годы характеризовались значительным промышленным подъемом, прирост промышленной продукции составил более 50 процентов. Большой скачок совершила и нефтяная промышленность. В 1913 году в мировом производстве нефти первое место занимали США, Россия – второе место. Урало-Эмбинский район занимал в России третье место после Баку и Грозного и давал 3 процента всей добычи нефти в 1914 году.

Таким образом, в начале ХХ века Урало-Эмбинский район играл заметную роль в российской нефтяной промышленности. Здесь действовало 11 российских и иностранных нефтяных компаний с основным капиталом около 60 миллионов рублей. Из них свыше двух третей приходилось на долю иностранного капитала, и лишь одну треть представлял российский капитал, в той или иной форме связанный с иностранным.

Среди иностранных капиталов доминирующее положение занимал английский, на его долю приходилось 12 миллионов рублей. Общая же сумма английского капитала, размещенного в нефтяной промышленности России, составляла 218 млн руб. Из существовавших в то время в мире 16 нефтяных синдикатов 10 были непосредственно вовлечены в нефтяную промышленность России, в том числе и Казахстана.

3. Дать определение, что называется нефтяным и нефтегазовым месторождением. Что называется системой разработки нефтяных месторождении. Назвать два наиболее характерных признака по которым различают системы разработки.

Нефтяные и нефтегазовые месторождения — это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т. е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто — различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Введем понятие об объекте разработки месторождения.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается своей сеткой скважин. Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в пластах промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации. Основными факторами являются:

- геолого-физические свойства пласта;

- извлекаемые запасы нефти, млн. т.

- толщина, м

- проницаемость, 10~3мкм2

- вязкость нефти - Z Кти,.1ЮО-3 П 3 Па-с

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды:

- самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время,

- возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть:

- совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки;

- последовательность и темп их разбуривания и обустройства;

- наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа;

- число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин;

- число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, несообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один

объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин.

Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине. В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Система разработки – это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин.

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.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района. Система разработки включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт.

Схема разбуривания - это схема расположения скважин на залежи и расстояние между скважинами.

План разбуривания предусматривает объемы, место и очередность бурения скважин. Мероприятия по воздействию на пласт определяют систему воздействия (расположение скважин ППД) и методы повышения нефтеотдачи.

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и уп­равлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на плас­ты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических про­ектных документах.

Под эксплуатационным объектом понимается про­дуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород про­дуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насы­щающих их флюидов, величины начальных приведенных пласто­вых давлений.

По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от дру­гого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специ­альной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распростра­ненной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки место­рождений и в настоящее время не применяется.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Система разработки «снизу вверх». Данная система заклю­чается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следу­ющем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного гори­зонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных место­рождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с ухо­дом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда пер­вый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называ­ется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в слу­чае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охва­тывается заводнением одновременно по всей площади.

Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт

Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воз­действия на пласт:

1) метод разработки без поддержания пластового давления;

2) метод поддержания давления путем закачки воды;

3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;

4) вакуум-процесс;

5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;

6) метод внутрипластового горения;

7) метод циклической закачки пара.

Системы разработки без воздействия на пласты.

Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водо­напорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.

В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обес­печить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапор­ном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.

Системы разработки с воздействием на пласты.

Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.

Метод поддержания давления, при котором вода закачивается в законтурную область пласта, называется закон­турным заводнением. Законтурное заводнение рацио­нально применять при разработке относительно узких залежей (шириной не более 3—4 км), на которых размещается от трех до пяти рядов эксплуатационных скважин.

При разработке крупных залежей, когда закачка воды в за­контурную область не сможет обеспечить заданных темпов добычи и охватить влиянием скважины, расположенные внутри залежи, целесообразно применять внутриконтурное завод­нение. Раньше на заре развития методов поддержания давле­ния путем закачки воды применяли поэтапную систему разработки, которая представляла собою ползущую систему разработки по восстанию или по падению. В том и другом случае образовывалась законсервированная часть залежи, что крайне нежелательно. Поэтому при разработке крупных залежей в на­стоящее время применяют внутриконтурное заводнение.

Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.

Внутриконтурное заводнение применяется такжепри разра­ботке литологических залежей, границы которых определяются замещением песчаников глинами. В этих случаях воду закачивают по оси залежи. Такое заводнение называется внутриконтурным по оси. Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называ­ется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей.

С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуа­тационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно оча­говое заводнение превращаетсяв центральное.

Центральным называется заводнение, которое производится через три-четыре скважины, расположенные в центре залежи.

Как правило, центральное заводнение через несколько скважин сразу в начале разработки на практике никогда не осуществляется.

В практике разработки крупных залежей применяются одно­временно законтурное, внутриконтурное по блокам и очаговое заводнения.

При разработке крупных залежей нефти платформенного типа в Западной Сибири применяют рядные системы разработки. Разновидность их — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь—девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пре­делах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.

При трехрядной системе за­лежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд по­перечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта.

Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная обращенная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой си­стемы отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1/1.

Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважина­ми в углах и нагнетательной в центре. Добывающие сква­жины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная— в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.

Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жест­кие», поскольку при этом не допускается без нарушения гео­метрической упорядоченности расположения скважин и пото­ков движущихся в пласте веществ использование других нагне­тательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатиро­ваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заме­нить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не прини­мает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке эле­мента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять про­цесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной за­качки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с площадным рас­положением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенно­го воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При ис­пользовании рядных систем для разработки сильно неоднород­ных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт со­средоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площад­ным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же вре­мя, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их боль­шой гибкости по сравнению с системами с площадным распо­ложением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные си­стемы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значитель­ной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (на­пример, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 14 показаны целики нефти в элементе пятиточечной систе­мы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе мож­но пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Помимо упомянутых известны следующие системы разработ­ки: система с батарейным (кольцевым) расположением скважин (рис. 15), которую можно использовать в редких случаях в залежах кру­говой формы в плане; система при барьерном заводнении, при­меняемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы—комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при раз­работке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

Рис. 14. Элемент пятиточечной системы, трансформируемый в элемент девятиточечной системы расположения скважин

1 – «четверть» основных добывающих скважин пятиточечного элемента (угловые скважины), 2 – целики нефти (застойные зоны), 3 – дополнительно пробуренные добывающие скважины (боковые скважины), 4 - заводненная область элемента, 5 - нагнетательная скважина

Рис. 15. Схема батарейного расположения скважин

1 – нагнетательные скважины, 2 – условный контур нефтеносности, 3 и 4 – добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R₁ и второй батареи радиусом R₂

Кроме того, используют избирательное системы воздействия, применяемые для регулирования разработки нефтяных мес­торождений с частичным изменением ранее существовавшей си­стемы.

Кроме того, используют очаговое и избирательное заводнения, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.

4 . Классификация систем разработки по двум наиболее характерным признакам и характеристика систем разработки. Технологические показатели разработки нефтяных месторождений.

Данное определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее 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.

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

1. Параметр плотности сетки скважин Sc, 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 п, то

Sc = S/n (1).

Размерность [SC]=м2/скв. В ряде случаев используют параметр SСД, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

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

Nкр=N/n (2).

Размерность параметра [Nкр]=т/скв.

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:

ω = nн / nд (3).

Параметр ω безразмерный.

4. Параметр ωр, 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 ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т. д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет п, а число резервных скважин пр, то

ωр= пр /n (4).

Параметр ωр безразмерный.

Технологические показатели разработки нефтяных месторождений.

Технология разработки - совокупность способов применяемых для извлечения нефти из недр. Существует много показателей технологически разработки, но есть общие для всех, рассмотрим их:

1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки которая делится на четыре стадии.

2.Темп разработки нефтяного месторождения можно представить в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам месторождения G

Z(t q н (t)) = q н (t) / G

3. Добыча жидкости из месторождения - это суммарная добыча нефти и воды.

4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую – отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечную нефтеотдачу – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам, в конце разработки пласта.

5.Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки . Этот фактор характеризуется величиной газового фактора Гф.

6.Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом (обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и др.).

7.Распределение в пласте.

8.Давление на устье Ру добывающей скважины

9.Распределение скважин по способу подъема жидкости с забоя на дневную поверхность.

10.Пластовая температура.

5 . Что называется объектом разработки. Как разрабатывается объект. Что является особенностью объекта. Можно ли разрабатывать различные объекты одними и теми же скважинами путем использования технических средств.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается своей сеткой скважин. Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в пластах промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации. Основными факторами являются:

- геолого-физические свойства пласта;

- извлекаемые запасы нефти, млн. т.

- толщина, м

- проницаемость, 10~3мкм2

- вязкость нефти - Z Кти,.1ЮО-3 П 3 Па-с

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

6. Назвать основные факторы влияющие на выделение объектов разработки. Как влияют геолого-физические свойства пород-коллекторов на выделение объектов разработки.

Факторы влияющие на выделение объектов разработки

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.

Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа.

Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.

Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений.

Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин.

Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

7 . Влияние физико-химических свойств нефти и газа на выделение объектов разработки. Целесообразность объединения в один объект пластов с существенно различной вязкостью нефти.

Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей.

Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.

Существенное значение при выделении объектов имеют физико-химические свойства пластовых вод, их возможность смешения. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определенного состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

Нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты, имеющие значительную толщину с мощными непроницаемыми разделами. При небольшой толщине пластов и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый пласт и регулирование процессов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. При выделении объектов разработки следует учитывать следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. В один объект разработки можно включить пласты, имеющие близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, величины начальных приведенных пластовых давлений и совпадающие в плане площади нефтеносности. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщинам, а также начальному пластовому давлению пласты нецелесообразно объединить в один объект. Сильно различающиеся по площадной и послойной неоднородности пласты тоже нецелесообразно объединять в один объект разработки.

Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, поэтому включение их в один объект разработки неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений было замечено, что средний коэффициент продуктивности скважин Кпсов, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы Кпсум средних коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно. Физическая сущность этого явления изучена недостаточно. Ряд исследователей считает, что снижение продуктивности происходит из-за перетоков жидкости между пластами, другие объясняют потерями за счет гидравлических сопротивлений в стволе скважин, некоторые исследователи объясняют это взаимовлиянием эксплуатируемых пластов.

Если в один эксплуатационный объект объединяются большое количество пластов, максимальное значение уменьшения коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной достигает 35-45 %.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефть с неодинаковыми свойствами, например, по вязкости, нецелесообразно объединять в один объект разработки, так как для извлечения продукции необходимо применять разные технологии воздействия на них, требующие различную систему расположения и различную плотность сетки скважин.

Существенное значение при выделении объектов имеют физико-химические свойства пластовых вод, их возможность смешения. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определенного состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

3. Фазовое состояние углеводородов и режимы пластов. Например, нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Возможность управления процессом разработки (очень много пластов объединять в один объект нецелесообразно)

5.Технология разработки и техника- технология эксплуатации скважин (если пласты рентабельно разрабатывать самостоятельно, то их объединять нецелесообразно)

Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, предварительно установленная по перечисленным геологическим признакам, далее уточняется технологическим анализом и технико-экономическими расчетами.

Одним из последних достижений в технике и технологии добычи является технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов. Применение такой технологии позволяет совместить достоинства разукрупнения объектов разработки с достоинствами совместной эксплуатации пластов. При этой технологии скважина может добывать нефть из двух объектов одновременно, обеспечивая на каждый из объектов свое оптимальное именно для этого объекта воздействие. Таким образом, потери извлекаемых запасов не происходит, а рентабельность процесса повышается за счет уменьшения количества необходимых скважин.

При этом наиболее экономична однолифтовая модификация ОРЭ, когда смешение добываемых из двух объектов флюидов происходит в одной НКТ в скважине. Однако, эта модификация осложняет процесс контроля за разработкой отдельных объектов и, кроме того, неприменима при существенных различиях в физико-химических свойствах пластовых флюидов. Двухлифтовая конструкция позволяет использовать одну скважину для полностью раздельной добычи углеводородов из двух объектов по разным НКТ. Развиваются также технологии одновременно-раздельной закачки.

8. Влияние на выделение объектов разработки фазового состояния углеводородов и режим пластов. Какие фазовые состояния имеют УВ в пластах. Назвать режимы работы пластов.

Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

Классификация залежей по фазовому состоянию ув

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( V н=V н/V н+Vr ) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( V н 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50< V н  О,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V н  0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V н 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

Под режимом пласта понимают-характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы:

1- водонапорный,

2- упругий и упруговодонапорный,

3-газонапорный или режим газовой шапки,

4-газовый или режим растворенного газа,

5- гравитационный,

6- смешанный.

1)Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициентнефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

2) Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

9. Объяснить условия управления процессом разработки нефтяных месторождений, в зависимости от количества пластов и порпластов в одном объекте. Как технически и технологически осуществляется контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента.

Управление процессом разработки месторождений (Reservoir Management).

Разработка и эксплуатация охватывает отрезок времени от момента окончания разведки до ликвидации месторождения. Данный отрезок времени представляет собой "жизненный цикл" месторождения. Компания, осуществляющая разработку месторождения, должна активно управлять этим процессом с целью его оптимизации. Таким образом, управление процессом разработки месторождения является краеугольным понятием, включающим в себя выработку и принятие решений, относящихся ко всему комплексу проводимых на месторождении работ. Основной задачей управления является максимизация экономической эффективности разработки и эксплуатации месторождения на протяжении всего его жизненного цикла. Для достижения наилучших результатов управление процессом разработки должно осуществляться с учетом принятия во внимание всех основных факторов. Такой подход обеспечит принятие оптимальных решений и корректировку процесса разработки и добычи на всех этапах эксплуатации месторождения. Например, локальная задача увеличения добычи из нескольких отдельных скважин не должна ставиться в отрыве от рассмотрения последствий такого увеличения на интегральные показатели извлечения нефти по всему месторождению. В качестве другого примера можно привести ситуацию, когда изменения налогов или цен на нефть могут сделать эксплуатацию некоторых скважин нерентабельной. Однако, несмотря на это, окончательное решение об остановке таких скважин целесообразно принимать только после определения влияния их остановки на эффективность извлечения нефти по месторождению в целом. Определение оптимальной стратегии разработки и эксплуатации требует проведения комплексных и непрерывных исследований месторождения. Такие исследования включают создание (уточнение) геологической модели месторождения, исследование скважин и свойств коллектора и, наконец, построение на их основе схем разработки и добычи, обеспечивающих наибольшую эффективность инвестирования. Комплексная оптимизация разработки месторождения требует создания постоянно действующей модели разработки, на основе которой должно осуществляться геолого-инженерное сопровождение всей ведущейся на месторождении производственной деятельности.

Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

Нефтяные месторождения представляют собой послойно и зонально-неднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, включающий контроль за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, степенью отмыва нефти из пластов, техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи. Решение перечисленных задач осуществляется путем проведения комплекса промыслово-гидродинамических исследований (ПГИ), лабораторных измерений (ЛИ) и промыслово-геофизических исследований (ГИС).

Геолого-промысловые методы

Геолого-промысловые исследования проводятся с целью контроля за дебитами, приемистостью скважин, обводненностью продукции, изменением состава нефти, попутной воды, закачиваемой жидкости. Эти работы выполняются в промысловых условиях работниками нефтепромыслов, лабораториями цехов научно-исследовательских и производственных работ НГДУ.

По добывающим скважинам проводятся следующие работы:

• замер дебита жидкости и газа;

• отбор проб и определение обводненности продукции;

• отбор глубинных и поверхностных проб нефти и воды на химический анализ;

• замер буферного и затрубного давлений.

Отбор глубинных и поверхностных проб нефти, а также отбор газа на лабораторный химический анализ проводится ежегодно по специальным скважинам, количество которых составляет 10% эксплуатационного фонда. Анализ этих данных позволяет проследить за характером изменения параметров пластовой нефти в процессе разработки. Отбор проб воды, поступающей вместе с добываемой нефтью, проводится по всему обводненному фонду один раз в квартал. Полученные данные используются для установления причин обводнения скважин в процессе проведения геолого-промыслового анализа.

В НГДУ периодически проводятся анализы попутной воды, химические анализы нефти, газа и анализы глубинных проб нефти. Для отбора проб используются глубинные пробоотборники. По нагнетательным скважинам проводятся определение приемистости скважин. В цехах ППД проводятся замер температуры и определение КВЧ закачиваемой воды.

Гидродинамические методы

Важная информация о состоянии залежей может быть получена при проведении гидродинамических исследований. Гидродинамические исследования включают в себя комплекс работ по контролю за энергетическим состоянием перфорированных пластов, за изменением гидродинамических параметров при изменении режима работы скважин (гидропроводность, проницаемость, коэффициент продуктивности). Определение коэффициента продуктивности необходимо проводить в добывающих и нагнетательных скважинах по индикаторным кривым или кривым восстановления давления один раз в два года, исследования глубинными дебитомерами и расходомерами – один раз в год. По данным замеров пластового, забойного давлений ежеквартально составляются карты изобар. Измерения забойных давлений по старому фонду скважин производятся один раз в полугодие, по новому – один раз в квартал. Для определения гидропроводности и пьезопроводности проводятся межскважинные исследования с помощью волн давления.

Проводятся следующие виды работ:

По добывающим скважинам-

• исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности, коэффициента продуктивности;

• замеры Рпл ( Нст), Рзаб (Ндин);

• дебитометрия, влагометрия;

• определение Тпл;

• снятие индикаторных диаграмм;

По нагнетательным скважинам -

• исследования при установившемся и неустановившемся режиме фильтрации;

• определение кривой падения давления;

• замеры Рпл, Рбуф, Тпл;

• расходометрия.

В пьезометрических скважинах-

• замеры Рпл (Нст);

• отбор проб жидкости;

• термометрия.

В контрольных скважинах (неперфорированные)-

• термометрия;

• определение нефтеводонасыщенности геофизическими методами.

Промыслово-геофизические методы

Промыслово-геофизическими методами решаются задачи двух больших направлений:

- контроль за заводнением и степенью выработки продуктивных пластов;

- решение разнообразных технических задач (определение нарушения обсадных колонн, высоты подъема и качества цементажа, контроль изменения толщины колонны при длительной эксплуатации скважины, наличие заколонных перетоков жидкости, установление местоположения пакеров и забоев скважин и т.д.)

Для контроля за заводнением терригенных коллекторов широко применяются импульсные нейтронные методы НГМ+ННМт+ГМ+ИНГМ.

При этом в неперфорированных наблюдательных скважинах этот комплекс проводится один раз в год, а в зонах активного подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности – 2 раза в год. Для определения заводненных интервалов применяются нейтронные методы для выделения нефтеносных и водоносных пластов по разной скорости расформирования зоны проникновения, а также высокочастотные методы электрометрии: индукционный и диэлектрический каротаж для исследования скважин с креплением ствола в интервале продуктивных отложений стеклопластиковыми трубами.

Для выделения заводняемого пласта, из числа вскрытых перфорацией, рекомендуется также применять методы, позволяющие изучать состав жидкости и изменение скорости потока по стволу скважины в интервале пластов. Для этих целей проводятся измерения методом наведенной активности кислорода, гамма-плотностномером и механическим дебитомером. В последние годы нашло промышленное внедрение геофизическая аппаратура и методические приемы исследований в фонтанирующих и механизированных скважинах: малогабаритный скважинный генератор ИГН-2, ИГН-34, гамма-плотностномер, дебитомер СТД-1, СТД-2, глубинные дебитомеры различных конструкций. Для определения насыщенности пластов в обсаженных неперфорированных скважинах необходимо проводить исследования импульсным генератором нейтронов.

Для определения характера насыщенности пластов и выделения обводненных интервалов рекомендуется использовать информацию о скорости расформирования зоны проникновения, меченой индикаторными элементами, по данным импульсно-нейтронных методов. При этом индикаторы должны соответствовать следующим требованиям: быть безопасны для персонала и для окружающей среды; просты в обращении и дешевы; они не должны содержаться в пластовых жидкостях; не адсорбироваться на скелете горной породы; хорошо растворяться в прослеживаемой жидкости и не растворяться в других флюидах, насыщающих пласт.

В качестве индикаторной жидкости можно использовать водные растворы боропродуктов. Применение бора целесообразней, чем использование высокоминерализованной воды, так как микроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов у бора в 23 раза выше, чем у хлора. Это позволяет по результатам временных нейтронных исследований при расформировании зоны проникновения промывочной жидкости выделить нефтеносные и водоносные пласты в обсаженных перфорированных пластах.

Для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации рекомендуется применять крепление скважин стеклопластиковыми трубами в интервале терригенного продуктивного горизонта в 10-12 % проектного фонда.

В результате проведенных промыслово-геофизических исследований может быть получена информация о текущей нефтенасыщенности в заводняемых зонах, проведены расчеты для получения данных о величине охвата пластов заводнением, а также построены на дату анализа карты разработки с отображением зон различной степени заводнения и т.д.

Для контроля за техническим состоянием эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования по определению дефектов в конструкционных элементах скважины по причинам коррозии стальных труб, разрушения цементного камня и нарушения сцепления его с породой или с колонной, потеря цементным камнем герметичности из-за несоответствия прочностных характеристик тампонажного материала величине градиента давления. Для выявления перечисленных причин дефектов технического состояния эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования методами цементометрии – акустической и гамма-плотностной, позволяющей изучать состояние цементного камня, и гамма-толщинометрии, предназначенной для диагностики технического состояния обсадной колонны; периодичность проведения исследований - 1 раз в два года.

Выявленные дефекты крепи скважин указывают на возможность возникновения затрубных циркуляций жидкости при наличии перепада давления между пластами. Наличие затрубных циркуляций в интервалах некачественного крепления скважины должны быть подтверждены реультатами исследований других методов. К таким методам относятся термометрия, кислородный каротаж и метод меченого вещества. Для определения наличия заколонных перетоков рекомендуется использование радонового индикаторного метода

10. Влияние техники и технологии эксплуатации скважин на выделение объектов разработки. Возможен ли отбор настолько значительных дебитов жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин.

Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

Пласты, существенно отличающиеся по проницаемости эффективной толщи и неоднородности, во многих случаях нецелесообразно выделять в один ЭО, так как они могут значительно отличаться по продуктивности, способам эксплуатации скважин, скорости выработанности запасов и изменению обводненности продукции. Для различной по площади неоднородности могут быть выбраны разные сетки скважин.

Пласты с различной вязкостью нефти также обычно нецелесообразно выделять в один ЭО, так как для их разработки могут быть применены разные технологии извлечения нефти из недр и плотность сетки скважин. Причиной невозможности совместной разработки пластов как одного ЭО может быть резкое различие в содержании парафина, серы, сероводорода, ценных компонентов углеводородов и других полезных ископаемых.

Пласты, отличающиеся по фазовому состоянию углеводородов, наличию газовой шапки или режимам, в ряде случаев нецелесообразно объединять в один ЭО, так как потребуются различные схемы расположения и число скважин, а также технологии извлечения нефти и газа.

Чем большее число пластов и пропластков включается в один ЭО, тем труднее осуществлять раздельное воздействие и контроль за перемещением нефти и вытесняющего ее агента, выработанностью запасов в отдельных пластах, что ведет к уменьшению нефтеотдачи.

По технической причине укрупнение объектов может оказаться невозможным, если дебиты жидкости из группы пластов будут превышать производительность технических средств эксплуатации скважин.

Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в один ЭО, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способа регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регулирования процесса разработки, а также технических средств добычи нефти.

Группирование ЭО необходимо осуществлять на основе геологических данных с учетом различных технологических приемов и технических средств управления процессом совместной разработки с применением дифференцированного регулирования и выравнивания темпов отработки эксплуатируемых пластов в соответствии с начальными и остаточными запасами подвижной нефти. Если технологические приемы и технические средства управления разработкой не использовать, то дифференцированное регулирование работы пластов ЭО становится невозможным. В такой ситуации все аргументы, входящие в правую часть уравнения (1), характеризуют состояние природы и в один ЭО можно включать пласты с очень близкими значениями показателя .

Система разработки характеризует форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Она включает: сетку размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода скважин в эксплуатацию, способы регулирования баланса и использования пластовой энергии, порядок ввода эксплуатационных объектов многопластовых залежей в разработку.

Для осуществления процесса необходимо обосновывать и выбирать не только систему, но и технологию разработки, которая включает совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Технология разработки не входит в определение понятия системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать разные технологии и наоборот.

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещений скважин и вида энергии (природной, искусственной), используемой для притока жидкости к добывающим скважинам. Оптимальный вариант должен обеспечивать максимальный объем отбора нефти из пласта минимальным числом скважин за кратчайший период времени.

Число скважин, их взаимное расположение, плотность и порядок ввода в эксплуатацию зависят от целого ряда факторов, среди которых можно выделить:

тип залежи и условия залегания нефти;

запасы нефти и газа в пласте;

свойства пласта и насыщающих его флюидов;

местоположение залежи;

экономическую ситуацию и т.д.

Плотность сетки характеризует отношения площади нефтеносности к числу размещенных на ней скважин, независимо от того, являются они добывающими или нагнетательными. Проблема оптимизации плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, остается самой актуальной на всех этапах разработки нефтяной залежи.

11. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Какая схема расположения скважин выгоднее при режиме растворенного газа.

Системы разработки без воздействия на пласты.

Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водо­напорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.

В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обес­печить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапор­ном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.

Схема при режиме растворённого газа.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается опре­деленное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

Рис. 2. Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечиой (б) сеткам:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

Рис. 3. Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:

1 - внешний контур нефтеносности;

2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины;. 4 - внеш­ний контур газоносности; 5 - внутрен­ний контур газоносности

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 103 Па×с) он может со­ставлять 1-2×104 м2/скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10¸20×104 м2/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc 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 Sc = 25 ¸ 64×104 м2/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70¸ 100×104 м2/скв. и более.

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

12. При каком режиме рекомендуется геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (нарисовать схему) или трехточечной (нарисовать схему) сетке. Объяснить причины.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное рас­положение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается опре­деленное перемещение водонефтяного и газонефтяного разде­лов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

Рис. 2. Расположение скважин по четы­рех- (а) и трехточечиой (б) сеткам:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

Рис. 3. Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:

1 - внешний контур нефтеносности;

2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины;. 4 - внеш­ний контур газоносности; 5 - внутрен­ний контур газоносности

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздейст­вия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 103 Па×с) он может со­ставлять 1-2×104 м2/скв. Нефтяные месторождения с низко­проницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10¸20×104 м2/скв. Конечно, разработка как место­рождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низко­проницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc 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 Sc = 25 ¸ 64×104 м2/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70¸ 100×104 м2/скв. и более.

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

13. Какие параметры плотности сетки скважин при разработке высоко-вязких нефтей или нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами.

Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то

Размерность — м2/скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин—важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин—одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т. е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения

Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин. Ориентировочно могут быть даны следующие рекомендации по выбору плотности основной сетки для разных геологических условий.

Сетки добывающих скважин плотностью 60—40 га/скв (от 700х800 до 600х700 м)—для залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30—36 га/скв (от 600х650 до 500х600 м) —для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (1—5), с проницаемостью коллекторов более 0,3—0,4 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20—25 га/скв (от 500х550 до 400х400 м)—для залежей нефти в геологически неоднородных пластах при относительной вязкости нефти до 4—5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15—20) даже при высокой проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв (менее 400х400 м)—для залежей с неоднородным строением или с низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (до 25—30) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов и т. д.

На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма редкие, редкие, средние, плотные.

Для оценки фактической плотности сетки скважин применяют несколько показателей:

1. Средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки в целом:

Sобщ.д+н=Sобщ/(Nд + Nн)

2. Средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом:

Sобщ.д+н=Sобщ/Nд

3. Средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта:

Sг.р.д+н=Sг.р/( Nд + Nн)

4. Средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора:

Sз.о.д=Sз.о./Nд

В приведенных выражениях использованы следующие условные обозначения: Sобщ —площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах; Sг.р —площадь в границах разбуривания объекта; Sз.о —площадь зоны отбора, определяемая при законтурном или приконтурном заводнении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; Nд — количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд +резервные); Nн — количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд +резервные).

Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора Sз.о.д определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение показателя Sз.о.д с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин Sосн.д позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин и общей сетки в результате бурения скважин резервного фонда.

Показатели плотности сетки Sобщ.д+н и Sобщ.д характеризуют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуатационного объекта. Обычно некоторые части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной мощностью, малопродуктивные участки и др.). Значения Sобщ.д+н и Sг.р.д+н, так же как и значения Sобщ.д и Sз.о.д близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно Sобщ.д+н > Sг.р.д+н и Sг.р.д+н > Sз.о.д, причем разница между ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.

Наряду с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:

14. Системы разработки с воздействием на пласты. Чем производится воздействие на пласты.

Законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.

Приконтурное – нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны. Внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей:

Блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагне-тательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке – 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).

Разновидностями блокового заводнения являются:

осевое заводнение - для узких вытянутых залежей;

центральное заводнение - для небольших залежей круглой формы;

кольцевое заводнение - для больших круглых залежей;

очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо вырабо¬танные участки залежи.

Барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи.

Площадное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разра-ботку. Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеука-занными системами и наиболее широко применяется на месторождениях НГДУ. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного расположения нагнетатель¬ных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются раз¬личной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств нагнетательных и добывающих скважин. Самыми распространенными являются 5-точечная, 7-точечная и 9-точечная системы, расстояния между скважинами 300, 400, 500, 600 и 700 м.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 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.

 

Рис. 4. Расположение сква­жин при законтурном заводне­нии:

1- нагнетательные скважи­ны; 2 - добывающие скважи­ны; 3 - нефтяной пласт; 4 -внешний контур нефтеносно­сти; 5 - внутренний контур нефтеносности

 

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением мож­но использовать дополнительные параметры, такие, как рассто­яние между контуром нефтеносности и первым рядом добываю­щих скважин l₀₁, первым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2s_C. Нагнетательные скважины расположены за внешним конту­ром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих сква­жин (см. рис. 4) 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 растворенного 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 Sc 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 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.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — бло­ковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех ря­дов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площа­ди, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давле­ния с соответствующими последствиями.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необ­ходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его переме­щении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающимрядом.

Однорядная система разработки. Расположение сква­жин при такой системе показано на рис. 5. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, поми­мо расстояния между нагнетательными скважинами 2s_Н и рас­стояния между добывающими скважинами 2s_С следует учитывать ширину блока или полосы L_П (см. рис. 5).

 

Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая сква­жина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр N_КР для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно та­кие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Параметр w для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может коле­баться в некоторых пределах. Так, например, для рассматривае­мой однорядной системы w»1. Это значит, что число нагнета­тельных скважин примерно (но не точно!) равно числу добыва­ющих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2s_Н и 2s_С могут быть различными. Ширина полосы при использова­нии заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использова­нии методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повыше­ния нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возмож­ность быстрого получения тех или иных результатов.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 6. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 5) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая сква­жина 3.

Рис. 6. Элемент однорядной системы разработки:

1 - элемент; 2 - "четверть" добывающей скважины; 3 -"четверть" нагнетательной скважины

Трех- и пятирядная системы.

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_П, но и расстояния между нагнета­тельными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между пер­вым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l₂₃ (рис. 8). Ширина полосы L_П зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, напри­мер, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂= l₂₃=700 м, то L_П = 4,2 км.

 

Рис. 7. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - до­бывающие скважины; 3 — нагнетательные сква­жины; 4 - элемент трехрядной системы

 

 

Для трехрядной системы w = 1/3, а для пятирядной w= 1/5. При значительной приемистости нагнетательных сква­жин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспе­чивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высо­кий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехряд­ная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравне­нию с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

 

Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - 3 - см. рис. 7

На рис. 9 показан элемент трехрядной системы. Соответству­ющим образом выделяется элемент пятирядной системы разра­ботки.

 

Рис. 9. Элемент трехрядной сис­темы разработки:

1 — "четверть" добывающей сква­жины; 2 - одна добывающая скважина; 3 - "четверть" нагне­тательной скважины

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добыва­ющие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой систе­мы отношение нагнетательных и добывающих скважин состав­ляет 1 : 1, w = 1.

Рис. 10. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:

1- условный контур неф­теносности; 2, 3 - скважи­ны соответственно нагне­тательные и добывающие

Семиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр w = 1/2, т.е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

 

Рис. 11. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1—3 - см. рис. 10

Девятиточечная система (рис. 12). Соотношение на­гнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что w = 1/3.

Рис. 12. Расположение скважин при девятиточечной системе разработки:

1—3 ~ см. рис. 10

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы "жест­кие", поскольку при этом не допускается без нарушения геомет­рической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнета­тельных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу,нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

Преимущество системы с площадным расположением скважин - возможность более рассредото­ченного воздействия на пласт в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов.

Преимущество рядных систем - их боль­шая гибкость по сравнению с системами с площадным располо­жением скважин, больший охват пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вер­тикальному разрезу пластов.

3. Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницае­мые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемыч­ками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, буду­чи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычны­ми вертикальными скважинами невелика, так как площади дре­нирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана осо­бая система разработки, которую можно назвать скважинно-трещинной системой разработки.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздей­ствию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высо­кое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются тре­щины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ("вертикаль­ные трещины"), имеющие значительную протяженность (поряд­ка 100 м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гид­равлического разрыва пласта обычно получает наибольшее рас­пространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.

Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются (остаются неизменными во времени) на значи­тельных площадях в пределах месторождений.

 

Рис. 15. Схемы обычной однорядной (в) и скважинно-трещинной (б) систем рас­положения скважин:

1- добывающие скважины; 2 - оставшаяся в пласте нефть; 3 - обводненная об­ласть пласта; 4 - нагнетательные скважины; 5 - вертикальные трещины

В настоящее время известны методы инструментального оп­ределения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой.

На рис. 15, а показана схема продвижения водонефтяного контакта на некотором участке с однорядной схемой расположе­ния скважин, а на рис. 15, 6 - то же, но при наличии верти­кальных трещин, распространившихся в обе стороны от сква­жин перпендикулярно к направлению вытеснения нефти водой, т.е. в скважинно-трещинной системе разработки. Охват пласта воздействием, а следовательно, и конечная нефтеотдача (см. рис. 15, 6) будут выше, чем в случае, представленном на рис. 15, а.

15. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На каких место-рождениях производится законтурное воздействие (нарисовать схему). Расстояние между рядами, максимальное число рядов.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 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.

Рис. 4. Расположение скважин при законтурном заводнении:

1- нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины; 3 - нефтяной пласт; 4 -внешний контур нефтеносности; 5 - внутренний контур нефтеносности

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l01, первым и вторым рядом добывающих скважин l12 и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2sC. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих скважин (см. рис. 4) 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 растворенного 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 Sc и NКР, 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 wР для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1-0,3.

16. Системы с внутриконтурным воздействием. Как подразделяются эти системы. Рядные системы разработки. Их разновидность (нарисовать схему).

Основные виды внутриконтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

блоковое заводнение;

барьерное заводнение;

разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

сводовое заводнение;

очаговое заводнение;

площадное заводнение.

Блоковое заводнение- рядами нагнетающих скважин залежь разбивается на блоки. Обычно ряды ряды нагнетательных скважин располагаются в крест простирания структуры. Ширина блоков 3-4 км. Внутри блоков располагаются ряды добывающих скважин. Кол-во рядов может быть три, пять, семь. Обычно семи и более рядные системы применяются редко из-за сложности компенсации отбора нефти , закачкой воды в центральных рядах , которые наз-ся стягивающие. Блоковое заводнение применяют преимущественно на крупных месторождениях.Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое заводнение часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала разработки применяют в основном блоковое заводнение.

Модификация блочно-замкнутой системы –когда блоки замыкаются нагнетательными скважинами со всех сторон. Кроме того из числа рядных применяются еще однорядные системы, т.е. ряд нагнетательных скважин и ряд добывающих.

Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение-предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади.

Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение месторождения и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. Нагнетательные скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов, на небольших залежах, сложного геологического строения. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины.

Месторождение буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД

Барьерное. На месторождениях с газовой шапкой нагнетательные скважины располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).

2.2. 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.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — бло­ковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех ря­дов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площа­ди, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давле­ния с соответствующими последствиями.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необ­ходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его переме­щении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающимрядом.

Однорядная система разработки. Расположение сква­жин при такой системе показано на рис. 5. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, поми­мо расстояния между нагнетательными скважинами 2s_Н и рас­стояния между добывающими скважинами 2s_С следует учитывать ширину блока или полосы L_П (см. рис. 5).

 

Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая сква­жина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр N_КР для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно та­кие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Параметр w для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может коле­баться в некоторых пределах. Так, например, для рассматривае­мой однорядной системы w»1. Это значит, что число нагнета­тельных скважин примерно (но не точно!) равно числу добыва­ющих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2s_Н и 2s_С могут быть различными. Ширина полосы при использова­нии заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использова­нии методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повыше­ния нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возмож­ность быстрого получения тех или иных результатов.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 6. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 5) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая сква­жина 3.

Рис. 6. Элемент однорядной системы разработки:

1 - элемент; 2 - "четверть" добывающей скважины; 3 -"четверть" нагнетательной скважины

Трех- и пятирядная системы.

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_П, но и расстояния между нагнета­тельными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между пер­вым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l₂₃ (рис. 8). Ширина полосы L_П зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, напри­мер, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂= l₂₃=700 м, то L_П = 4,2 км.

 

Рис. 7. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - до­бывающие скважины; 3 — нагнетательные сква­жины; 4 - элемент трехрядной системы

 

 

Для трехрядной системы w = 1/3, а для пятирядной w= 1/5. При значительной приемистости нагнетательных сква­жин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспе­чивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высо­кий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехряд­ная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравне­нию с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

 

Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - 3 - см. рис. 7

На рис. 9 показан элемент трехрядной системы. Соответству­ющим образом выделяется элемент пятирядной системы разра­ботки.

 

Рис. 9. Элемент трехрядной сис­темы разработки:

1 — "четверть" добывающей сква­жины; 2 - одна добывающая скважина; 3 - "четверть" нагне­тательной скважины

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добыва­ющие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой систе­мы отношение нагнетательных и добывающих скважин состав­ляет 1 : 1, w = 1.

Рис. 10. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:

1- условный контур неф­теносности; 2, 3 - скважи­ны соответственно нагне­тательные и добывающие

Семиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр w = 1/2, т.е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

 

Рис. 11. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1—3 - см. рис. 10

Девятиточечная система (рис. 12). Соотношение на­гнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что w = 1/3.

Рис. 12. Расположение скважин при девятиточечной системе разработки:

1—3 ~ см. рис. 10

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы "жест­кие", поскольку при этом не допускается без нарушения геомет­рической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнета­тельных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу,нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

Преимущество системы с площадным расположением скважин - возможность более рассредото­ченного воздействия на пласт в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов.

Преимущество рядных систем - их боль­шая гибкость по сравнению с системами с площадным располо­жением скважин, больший охват пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вер­тикальному разрезу пластов.

3. Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницае­мые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемыч­ками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, буду­чи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычны­ми вертикальными скважинами невелика, так как площади дре­нирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана осо­бая система разработки, которую можно назвать скважинно-трещинной системой разработки.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздей­ствию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высо­кое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются тре­щины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ("вертикаль­ные трещины"), имеющие значительную протяженность (поряд­ка 100 м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гид­равлического разрыва пласта обычно получает наибольшее рас­пространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.

Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются (остаются неизменными во времени) на значи­тельных площадях в пределах месторождений.

 

Рис. 15. Схемы обычной однорядной (в) и скважинно-трещинной (б) систем рас­положения скважин:

1- добывающие скважины; 2 - оставшаяся в пласте нефть; 3 - обводненная об­ласть пласта; 4 - нагнетательные скважины; 5 - вертикальные трещины

В настоящее время известны методы инструментального оп­ределения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой.

На рис. 15, а показана схема продвижения водонефтяного контакта на некотором участке с однорядной схемой расположе­ния скважин, а на рис. 15, 6 - то же, но при наличии верти­кальных трещин, распространившихся в обе стороны от сква­жин перпендикулярно к направлению вытеснения нефти водой, т.е. в скважинно-трещинной системе разработки. Охват пласта воздействием, а следовательно, и конечная нефтеотдача (см. рис. 15, 6) будут выше, чем в случае, представленном на рис. 15, а.

17. Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе разработки. Параметры при однорядной системе разработки. При разработке каких пластов используют эту систему.

Однорядная система разработки. Расположение сква­жин при такой системе показано на рис. 5. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, поми­мо расстояния между нагнетательными скважинами 2s_Н и рас­стояния между добывающими скважинами 2s_С следует учитывать ширину блока или полосы L_П (см. рис. 5).

 

Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая сква­жина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр N_КР для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно та­кие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Параметр w для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может коле­баться в некоторых пределах. Так, например, для рассматривае­мой однорядной системы w»1. Это значит, что число нагнета­тельных скважин примерно (но не точно!) равно числу добыва­ющих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2s_Н и 2s_С могут быть различными. Ширина полосы при использова­нии заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использова­нии методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повыше­ния нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возмож­ность быстрого получения тех или иных результатов.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 6. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 5) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая сква­жина 3.

Рис. 6. Элемент однорядной системы разработки:

1 - элемент; 2 - "четверть" добывающей скважины; 3 -"четверть" нагнетательной скважины

18. Трехрядная и пятирядная системы разработки. Расстояние между рядами. Какая система более интенсивная (нарисовать схему).

Трех- и пятирядная системы.

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_П, но и расстояния между нагнета­тельными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между пер­вым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l₂₃ (рис. 8). Ширина полосы L_П зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, напри­мер, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂= l₂₃=700 м, то L_П = 4,2 км.

 

Рис. 7. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - до­бывающие скважины; 3 — нагнетательные сква­жины; 4 - элемент трехрядной системы

 

 Для трехрядной системы w = 1/3, а для пятирядной w= 1/5. При значительной приемистости нагнетательных сква­жин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспе­чивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высо­кий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехряд­ная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравне­нию с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

 

Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - 3 - см. рис. 7

На рис. 9 показан элемент трехрядной системы. Соответству­ющим образом выделяется элемент пятирядной системы разра­ботки.

 

Рис. 9. Элемент трехрядной сис­темы разработки:

1 — "четверть" добывающей сква­жины; 2 - одна добывающая скважина; 3 - "четверть" нагне­тательной скважины

19. Системы с площадным расположением скважин. Какие системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин наиболее часто используются на практике (нарисовать схемы).

Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добыва­ющие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой систе­мы отношение нагнетательных и добывающих скважин состав­ляет 1 : 1, w = 1.

Рис. 10. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:

1- условный контур неф­теносности; 2, 3 - скважи­ны соответственно нагне­тательные и добывающие

Семиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр w = 1/2, т.е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

 

Рис. 11. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1—3 - см. рис. 10

Девятиточечная система (рис. 12). Соотношение на­гнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что w = 1/3.

Рис. 12. Расположение скважин при девятиточечной системе разработки:

1—3 ~ см. рис. 10

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы "жест­кие", поскольку при этом не допускается без нарушения геомет­рической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнета­тельных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу,нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

Преимущество системы с площадным расположением скважин - возможность более рассредото­ченного воздействия на пласт в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов.

Преимущество рядных систем - их боль­шая гибкость по сравнению с системами с площадным располо­жением скважин, больший охват пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вер­тикальному разрезу пластов.

20. Рациональная система разработки. Основные принципы рациональной системы. Система разработки отдельных горизонтов.

Для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость сформулировать понятие рациональной системы разработки.

В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения.

1. Рациональная система разработки должна обеспечить наименьшую степень взаимодействия между скважинами. Минимальное взаимодействие между скважинами достигается увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при увеличении расстояния между скважинами общее их число на месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарного дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пласта увеличение расстояния между скважинами может привести к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полулинз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке.

Таким образом, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.

2. Рациональная система должна обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи. Максимальную нефтеотдачу можно достигнуть при полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.

Внимательное рассмотрение двух названных критериев указывает на то, что они содержат два противоположных требования. Первый критерий требует применения редких сеток, второй — более плотной сетки. Кроме того, сгущение скважин и поддержание пластового давления увеличивают себестоимость нефти. Следовательно, ни наименьшая степень взаимодействия между скважинами, ни максимальный коэффициент нефтеотдачи отдельно не могут быть приняты в качестве единственных критериев рациональности системы разработки.

3. Рациональная система разработки должна обеспечить минимальную себестоимость нефти. Из рассмотренных в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребность в добыче нефти.

Поэтому, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюде-ние правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

Рациональной системой разработки нефтяного месторождения на определенном этапе его разведанности считается такая система, при которой обеспечиваются следующие основные условия:

а) удовлетворение потребностей страны в нефти и газе, то есть обеспечение выполнения плана по добыче нефти и газа;

б) полный учет всех естественных, производственных и экономических особенностей нефтеносного района;

в) наиболее рациональное и эффективное использование естественной пластовой энергии;

г) сочетание рационального использования естественной пластовой энергии с применением методов увеличения добычи нефти и нефтеотдачи пластов с целью более полного извлечения нефти из пласта при наименьших сроках разработки месторождения и при минимальных капиталовложениях.

Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.

Приступая к проектированию разработки последовательно прорабатываются такие вопросы:

• определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов;

• выполняются гидродинамические расчеты по установлению технологических показателей разработки по нескольким вариантам, отличающимся по числу скважин, методу воздействия на продуктивные пласты, условиям эксплуатации скважин и т. д.;

• рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки;

• анализируются экономические и технологические показатели разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки.

Внедрение рациональной системы разработки позволяет добиться высоких технико-экономических показателей при разработке месторождений.

Система разработки отдельных горизонтов

Системы разработки многопластовых месторождений нефти.

1. Система разработки «сверху – вниз» - в первую очередь в разработку вводится продуктивный верхний пласт, а затем ниже залегающие пласты. Применялась раньше широко, при неглубоком бурение. Характеризуется медленным темпом ввода в разработку всех пл. месторождений. Сейчас не применяется.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от дру­гого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специальной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распространенной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки место­рождений и в настоящее время не применяется.

2. Система «снизу – вверх» - применяется при разработке многопластового месторождения, массовое бурение и освоение начиная с нижнего (опорного, базисного пласта). Он должен быть высокопродуктивным и хорошо разведанным.

Система разработки «снизу вверх». Данная система заключается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следующем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного гори­зонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных место­рождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с ухо­дом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Вышележащие нефтяные пласты разделяются по значимости. Эта система имеет ряд преимуществ:

1.Вскрываются все нефтеносные горизонты и имеются возможности для их полного изучения путем отбора керна и геофизическими методами.

2. Сокращение общего числа разведочных скважин.

3. Возможность одновременной эксплуатации всех объектов нефтегазодобычи т.е. ускоряются темпы освоения всего месторождения в целом.

Основной задачей разработки нефтяных месторождений является выбор схемы размещения скважин и определение их числа на площади. Она решается комплексно с учетом геологических, технических и экологических факторов.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным контуром нефтеносности скважины размещают сплошной сеткой (по квадратам или треугольникам) по всей площади залежи.

При разработке нефтяных залежей с напорными режимами (с перемещающимися контурами нефтеносности) скважины располагаются рядами (батареями), параллельными перемещающимися контурами: при газонапорном режиме параллельно контуру газоносности; при водонапорном режиме параллельно контуру водоносности.

Большое значение при разработке нефтяных залежей имеет темп и порядок ее разбуривания. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы разработки нефтяной залежи. При сплошной системе разбуривание производится в сравнительно короткое время (до 1 года), а при замедленной системе – в течение нескольких лет.

По порядку разбуривания залежи различают сгущающуюся и ползущую системы. При сгущающейся системе залежь вначале разбуривается разряженной сеткой скважин (равномерно), далее разбуриваются промежуточные участки плата. При ползущей системе разработки – разбуривание начинается с какой–то части площади (с заданным уплотнением), затем производится дополнительное бурение новых групп (или рядов) скважин в определенном направлении до полного разбуривания всей площади месторождения.

Важным фактором при выборе рациональной системы разработки нефтяных пластов является определение темпа отбора (т.е. суммарная добыча из пласта – суточная, месячная, годовая). При заданном числе скважин их средние дебиты и текущая добыча могут быть самыми различными и зависят от установленного режима эксплуатации скважин.

Одним из важнейших этапов проектирования системы разработки является обоснование необходимости воздействия на пласт путем закачки газа или воды, т.к. обеспечить высокие темпы отбора нефти (даже при большой в. нефтеотдачи пластов) за счет использования только естественной энергии пласта зачастую невозможно.

Таким образом, система разработки конкретной нефтяной залежи может быть самой различной:

- по сетке размещения скважин;

- порядку и темпу разбуривания площади;

- по темпам отбора нефти;

- разработка может вестись с применением методов воздействия на залежь (или без этих методов). Сами методы могут отличаться по виду рабочего агента (газ, вода и т.д.) и по схеме размещения нагнетательных скважин.

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда пер­вый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называ­ется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в слу­чае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охва­тывается заводнением одновременно по всей площади.

21. Ввод месторождения в разработку. Сколько стадий проходит разработка месторождений. Какие виды работ выполняются в первую стадию.

Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др.

Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если:

а) осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, при необходимости, пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

б) ГКЗ РФ утверждены запасы нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов с правом для промышленного освоения;

в) оформлен и утвержден акт о передаче месторождения (за­лежи) для промышленного освоения;

г) утверждены технологические проектные документы на про­мышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматриваю­щие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сероводо­рода;

д) в соответствии с действующими положениями оформлены горный и земельный отводы нефтегазодобывающим предприятиям;

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

Стадии разработки

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. Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

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 nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа•с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (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 Тдн (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 h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» 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 Кн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа•с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтямиповышенной 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 Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.

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 Тдн (в среднем около 1% );

- большими темпами отбора жидкости Тдж (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%.

22. Как влияют физико-геологические свойства пласта, система и технология разработки на темп разработки. Влияние на уровень добычи нефти скорость разбуривания, обустройства и ввода в эксплуатацию месторождения.

Темп разработки месторождения — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения (годовой отбор извлекаемых запасов нефти).

Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти q^t) к геологическим запасам нефти G месторождения.

Темп разработки месторождения z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти qj^t) к извлекаемым запасам месторождения:

z(t) = qH(t)/N.

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 t = = 0, заканчивается в момент tK, к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N.

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

N = nK/G, (I.25) где Пк _ конечная нефтеотдача.

Для прогнозирования добычи нефти на поздней стадии по залежам, эксплуатируемым с заводнением, разработан метод, основанный на зависимости текущей добычи нефти и жидкости, а также обводненности от числа действующих скважин. Эта зависимость справедлива для стадии падения добычи нефти тогда, когда полностью исчерпаны потенциальные возможности увеличения производительности системы заводнения и добычи нефти.

23. Что называется технологией разработки нефтяных месторождений. Можно ли использовать различные технологии разработки месторождений при одних и тех же системах.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее 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.

Добыча нефти – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча , приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки

Добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощьюгазового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Накопленная добыча нефти

, (1.8)

где – время разработки месторождения; – текущее время.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам:

. (1.9)

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим:

. (1.10)

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах:

. (1.11)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

24. Какими определенными показателями характеризуются разработки нефтяных месторождений. Назвать общие показатели, присущие всем технологиям разработки. Как по стадиям меняются показатели добычи нефти.

Показатели в предыдущем вопросе.

Можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти.

Проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт.

Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рис. 2 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12–20%/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 –10 %/год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3–5 %/год.

Отметим еще раз, что 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 неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти (выражается в %/год).

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения (измеряется в ). Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязкой нефти в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязкой нефти увеличивается до 5 - 8 м³/т и в некоторых случаях достигает 20 м³/т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

25. От чего зависит добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Что такое газовый фактор.

Добыча газа qг.

Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

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 станет меньше давления насыщения р_нас, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа резко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т. е. отношение объема 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.

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м3/т.

В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти. То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф). Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования.

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти. Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.

Пластовый газовый фактор (Гфп, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.

Рабочий газовый фактор (Гфр, м3/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.

26. Построение модели однородного пласта. Назвать главные параметры модели однородного пласта. На основе каких исследований в скважинах получают эти данные.

Главные параметры модели однородного пласта — порис­тость, абсолютная проницаемость и эффективная толщина. Для определения этих параметров проводят промыслово-геофизические исследования пластов в скважинах (определение кажуще­гося электрического сопротивления нефтегазоносных пород, по­тенциала собственной поляризации, акустических и ядерных па­раметров горных пород, нефти и газа, температуры пласта и др.). Одновременно на кернах, отобранных из продуктивного пласта в этих же скважинах, определяют пористость и абсо­лютную проницаемость, а также нижний предел проницаемости, т. е. значение проницаемости отдельных пропластков, из кото­рых не возможен промышленный приток нефти или вообще не­возможно извлечение нефти в промышленных масштабах при используемой технологии разработки пласта. Далее устанавли­вают связь между данными непосредственных лабораторных из­мерений пористости и абсолютной проницаемости и промысло­во-геофизических параметрами. Если такая связь подтвержда­ется, то в дальнейшем пористость и абсолютную проницаемость определяют только на основе данных промыслово-геофизичес­ких измерений, по результатам которых устанавливают и нефтенасыщенную толщину в скважинах. Из общей нефтенасыщенной толщины пласта вычитают часть толщины пласта с про­ницаемостью, равной или меньшей нижнего предела проницае­мости, и таким образом получают эффективную толщину пласта. По данным о пористости, абсолютной проницаемости и эф­фективной толщине, определенных в отдельных скважинах, вы­числяют средние значения этих величин для пласта в целом. Особым образом устанавливают относительные проницаемости для модели однородного пласта.

В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, абсолютная и относительная проницаемости), изменяющиеся от точки к точке, ос-редняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем из рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.

Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с. одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны.

Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины:

                                      (3.1)

 

Чаще используют средневзвешенные по площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров:

,                                 (3.2)

где  — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений;  — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами  и ;

 — общая площадь залежи.

27. Модели пласта и процесс вытеснения нефти (модель зонально неоднородного пласта, модель слоисто-неоднородного пласта, модель поршневого и непоршневого вытеснения и т.д.). Дать краткое объяснение каждой модели.

Под моделью в широком научном смысле этого слова понима­ют реально или мысленно созданную структуру, воспроизводя­щую или отражающую изучаемый объект. Название модель происходит от латинского слова modulus, что означает «мера, образец». Моделирование принадлежит к числу основных мето­дов познания природы и общества. Оно широко используется в технике и является важным этапом в осуществлении научно-технического прогресса. Создание моделей нефтяных месторождений и осуществле­ние на их основе расчетов разработки месторождений — одна из главных областей деятельности инженеров и исследователей-нефтяников. 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 пласта — это система количественных представ­лений о его геолого-физических свойствах, используемая в рас­четах разработки нефтяного месторождения. Модель про­цесса разработки 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. Модель пласта следует, конечно, отличать от его расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пла­ста. Например, моделью пласта может быть слоисто-неоднород­ный пласт. В расчетной же схеме пласт при одной и той же его модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный пласт и т. д. Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и га­за всегда облечены в математическую форму, т. е. характеризу­ются определенными математическими соотношениями.

1. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью m_j и проницаемостью k_j (рис. 26). При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах Am_j и проницаемостью в пределах Ak_j составляют часть A h_j. Если каким-либо образом, например, путем анализа кернового материала, геофизическими методами и т.д., измерять проницаемость отдельных прослоев пласта в различных скважинах, то окажется, что из суммарной толщины всех измеренных пропластков h часть их Ah₁ обладает проницаемостью в пределах Ak₁. Другая часть пропластков Ah₂ будет иметь проницаемость в пределах Ak₂ и т.д. Можно для реального пласта построить зависимость

A h/ h = f(k_j)A k_j    (II.1)

и на ее основе создать модель слоистого пласта, которая будет представлять собой структуру, состоящую из набора прослоев различной проницаемости и характеризующуюся той же функцией (II. 1), что и реальный пласт.

С помощью зависимости вида (II. 1) построена гистограмма (рис. 27), где ступеньками представлены доли общей толщины пласта, которые занимают пропластки с соответствующей проницаемостью.

Рис. 27. Гистограмма проницаемости:

1 - кривая, аппроксимирующая гистограмму

2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.

3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев  равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.

, где n –число слоев

4. Модель з о н а л ь н о - н е о д н о р о д н о r о  и  с л о и с т о- н е о д н о р о д  н о r о  п л а с т а объединяет характеристики предыдущих двух моделей.

5. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. Расстояния между двумя соседними трещинами значительно меньше расстояния между двумя соседними скважинами.

6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.

7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. В этой модели неоднородный пласт представлен в виде набора параллельно работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой проницаемостью, расположенных вдоль направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору действительных трубок тока в пласте. Распределение трубок тока по проницаемости обычно устанавливают по результатам статистического анализа проницаемости кернового материала или по геофизическим данным.

Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока.

Прерывистость пласта учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы — короткими трубками, соответствующими по длине их размерам.

Поршневое вытеснение нефти - это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади - только вода, т.е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.

На пласт создается постоянный перепад давления постоянные давления соответственно на контуре пласта и на галерее (остальные поверхности непроницаемые). Жидкости считаются несжимаемыми, взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой. Полагается, что плоскость контакта нефти и воды вертикальная. Это справедливо для случая либо предельно анизотропного пласта (проницаемость в вертикальном направлении равна нулю), либо равной плотности нефти и воды. Различны только вязкости нефти и воды. В пласте выделяются водяная, заводненная и нефтяная зоны. В первых двух движется вода, а в третьей - нефть. До начала вытеснения насыщенность неподвижной связанной водой в нефтяной зоне составляет S_CB. В заводненной зоне остаточная нефтенасыщенность остается постоянной и равной S_0H, а связанная вода неподвижна и смешивается с закачиваемой водой

Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

28. Разработки трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой.

По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не только карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые.

В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие прони­цаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая прони­цаемость часто оказывается намного выше определенной по зернам.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при другом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т. е. матрицей, при­водящие к характерному для таких пород запаздыванию пере­распределения давления по сравнению с соответствующим пе­рераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых плас­тов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщаю­щей трещины в результате деформации горных пород.

Один из наиболее сложных вопросов разработки трещинова­то-пористых пластов связан с применением процессов воздейст­вия на них путем закачки различных веществ, и в первую оче­редь с использованием обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважи­нам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экс­периментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эф­фективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пла­стов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,20-0,30. Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов.

Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта си­ла обусловлена градиентами давления в системе трещин, воз­действующими и на блоки породы.

Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приво­дит к возникновению капиллярной пропитки пород, т. е. к заме­щению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхност­ной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать по­ры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверх­ностью.

Рис. 1. Схема заводняемого трещиновато-пористого прямолинейного пласта:

1 - Блоки породы, охваченные капиллярной пропиткой;

2- Блоки породы, не охваченные капиллярной пропиткой

Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта х = 0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем более удаленные. Весь расход воды q, заканчивае­мой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число бло­ков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0 ≤ x ≤ xф (xф - фронт капиллярной про­питки). Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью

υф = dxф/d (6)

29. Анализ опыта разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Какие виды заводнения применяются. Подготовка воды к закачке.

Закачка в нефтяной пласт воды – наиболее популярный метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.

Основной целью закачки воды в пласт является эффективное вытеснение нефти к добывающим скважинам и увеличение экономической эффективности разработки месторождения благодаря повышению коэффициента извлечения нефти из залежи.

Популярность этого метода разработки нефтяных залежей объясняется:

• Общедоступностью воды

• Относительной простотой осуществления процесса нагнетания вследствие наличия гидравлического напора столба жидкости в скважине

• Способностью воды распространяться по нефтенасыщенным пластам

• Высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти

Заводнение обеспечивает высокий коэффициент извлечения нефти благодаря двум факторам:

• Поддержание пластового давления на эффективном для разработки месторождения уровне

• Физическое замещение нефти водой в порах пласта-коллектора

Законтурное заводнение

В случае хорошей гидродинамической связи между залежью и водонасыщенной частью пласта, нагнетаемые скважины располагаются в водонасыщенной части пласта от некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности.

Приконтурное заводнение

Приконтурной зоной называется зона пласта между внутренним и внешним контуром нефтеносности.

Этот вид заводнения применяется в случае отсутствия хорошей гидродинамической связи между залежью и законтурной областью. В этом случае нагнетание воды осуществляется в приконтурную часть пласта, располагая нагнетательные скважины у края нефтяной залежи , где проницаемость выше.

Внутриконтурное заводнение

Применяется при разработке нефтяных залежей больших размеров. Залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые разрабатываются самостоятельно. Такая система разработки позволяет существенно сохранить срок разработки залежи .

Существуют площадное (трех-, четырех, шести, восьми-точечное), очаговое, барьерное и избирательное заводнения.

Для поддержания добычи нефти на планируемом уровне применяют различные методы воздействия на пласт. Одним из методов является закачка воды в пласт – заводнение пласта. Существуют следующие методы заводнения:

1. Приконтурное;

2. Законтурное;

3. Внутриконтурное.

Выбор типа заводнения определяется типом залежи, размерами залежи, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора, ее проницаемостью, степенью неоднородности в зонах НВК, наличием разрывных нарушений и так далее.

Приконутрное заводнение.

Применяется для пластов с пониженной проницаемостью в законтурной части.

Это резко снижает поглотительную способностью законтурных нагнетательных скважин, и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. В этом случае возникает необходимость производить нагнетание воды в приконтурную часть пласта. Располагая нагнетательные скважины у края нефтяной залежи, где проницаемость пласта выше.

Законтурное заводнение.

Применяется при хороших коллекторских свойствах пласта и полной его толщины в периферийной части.

При этой системе разработки предусматривается размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин кольцевыми рядами вдоль контура нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой такой же, как при природном водонапорном режиме. Этот метод достаточно эффективен при небольшой ширине залежи (5-6 км), относительно малой вязкости нефти (2-3 сантиПуаза) и высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм2). Также при сравнительно однородном строении продуктивного пласта и хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью. Применение рассматриваемого вида заводнения в благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокой нефтеотдачи – примерно до 60 %.

Внутриконтурное заводнение.

Эта система применяется для пластов:

1) С ухудшенной проницаемостью в законтурной и приконтурной зонах пласта;

2) С очень большой площадью нефтеносности.

Для успешного проведения закачки воды внутрь нефтяной залежи необходимо тщательное геологическое изучение нефтеносного пласта, позволяющее установить целесообразность и необходимость нагнетания воды в пласт и определить метод внутриконтурного заводнения.

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательные скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважин, расположенные в пределах самой залежи рядами, которые называются разрезающими рядами, или линиями разрезания.

Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно время эксплуатируются на нефть при возможном более высоких дебитах. Это дает возможность отчистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду. Таким образом создаются условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваиваются под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при такой разновидности заводнения располагаются в рядах, параллельно разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающиеся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливает расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещению ее границ к добывающим рядам. Таким путем обеспечивается вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам. Рассматриваемый вид заводнения применяется на залежах пластового типа с большой площадью нефтеносности, малой вязкостью нефти. В промысловой практике выделяют несколько видов разрезания:

1. На площади;

2. Блоковая;

3. Сводовая (осевое нагнетание воды).

Сводовые– закачка воды производится в нагнетательные скважины, расположенные по осевой линии складки.

Блоковое разрезание – нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на ряд блоков (на полосы), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин обычно располагают перпендикулярно ее длинной оси. Ширина блоков от 4 до 1,5 км.

При повышенной ширине блоков (3,5-4 км) располагается 5 рядов добывающих скважин. При меньшей ширине (1,5-3 км) – три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин, блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным.

Этот метод предложен академиком Крыловым для очень крупных залежей нефти платформенного типа. Для более эффективного использования запасов нефти в более короткие сроки предложено разрезать залежь нефти на ряд более мелких площадей размерами 200-300 км2. Каждая площадь разрабатывается самостоятельно. При разрезании очень крупных залежей следует в первую очередь отрезать водоплавающую часть залежи (приконутрную зону). Разработку отрезанной водоплавающей залежи следует производить по специальному проекту. Отрезанную центральную часть залежи целесообразно разрабатывать с применением центрального внутриконтурного заводнения.

Первая проблема разработки нефтя­ных мест-ий с применением заводнения состоит в лик­ви­дации отрицательного влияния высокого отно­шения вязкостей нефти и воды, а также неньюто­новских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу. Исследования и опыт разработки привели к созданию сле­дующих направлений решения этой проблемы: 1) применению для за­качки в пласт горячей воды и водя­ного пара; 2) загущению воды полимерными добавками и дру­гими ве­ществами; 3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Вторая проблема заводнения связана с прин­ципиальной не­возможностью достижения пол­ного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ни­цаемости коллекторов и малых значениях пара­метра m₀. Решить проблему обеспечения пол­ного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив сме­шиваемость нефти с вытес­няющим ее веществом, либо приме­нив высоко­температурное воздействие на пласт, при кото­ром происходило бы выпаривание нефти.

Третья проблема, возник­шая в результате анализа и обобщения опыта разр-ки за­водняемых нефтяных мест-ий,-проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Опыт применения заводнения показал, что реше­ние пробле­мы повышения охвата пластов можно получить путем комплекс­ного использования ме­тодов воздействия на призабойную зону добы­вающих и нагнетательных скважин, повышенных давле­ний нагнетания, эффективных средств подъема жидкости и скважин, методов регулиро­вания разработки месторождений.

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированиемосуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами.В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.

Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.

Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.

В ходе аэрации- процесса обогащения воды кислородом воздуха - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.

При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.

Ингибированием называется обработка воды ингибиторами -веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.

Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого типа.

Рис. 7.46. Принципиальная схема установки подготовки природных вод:

1,7,8 - насос; 2 - дозировочное устройство; 3 - смеситель; 4 - осветлитель; 5 - фильтр; 6 - резервуары

I - неподготовленные природные воды; II - коагулянт;

III - подготовленная вода на кустовые насосные станции;

IV - вода для очистки фильтра

30. Разработка месторождений при естественных режимах. Назвать основные режимы пласта. Какие системы расположения скважин применяются при газонапорном режиме.

Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность ее разрушения за счет движения и обмы­вания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного (сво­бодного) водообмена, затрудненного, отсутствие водообмена (весьма затрудненного)), в которой находится залежь или нефтегазовое ме­сторождение, дает объективный материал для составления обосно­ванных, рациональных и экономически выгодных проектов разра­ботки отдельных залежей и в целом месторождений.

В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей: 1) водонапорный; 2) упруго-водонапорный; 3) газона­порный (или режим «газовой шапки»); 4) режим растворенного газа; 5) гравитационный.

Режимы 1—3 — режимы вытеснения, а 4 и 5 — режимы истощения пластовой энергии. Реально иногда одновременно сосуществует не­сколько режимов. В исследованиях устанавливают главный режим и сопутствующие ему режимы, но в процессе эксплуатации они не­прерывно изменяются вследствие изменения характера проявля­ющихся сил, физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем экс­плуатации, применяемых искусственных методов воздействия на за­лежь с целью интенсификации добычи нефти, Наконец, следует учитывать, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут меняться. Так, можно преобразовывать малоэффективные ре­жимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэф­фициенты нефтеотдачи за счет применения различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с макси­мальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы экс­плуатации.