585

ТЕМА 6. СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Лекция – 1 час

Понятие стадийности и критерии выделения стадий были сформулированы еще в середине 70-х годов ХХ века. История эксплуатации каждого объекта нефтедобычиподразделяетсяна 4 стадии:

1)начала разработки с интенсивным ростом добычи нефти;

2)максимальной добычи нефти;

3)резкого падения добычи нефти;

4)завершения разработки при низких темпах отбора запасов

нефти.

Одной из важных характеристик эффективности разработки месторождений является соответствие технологических показателей стадиям разработки. Однако большое разнообразие геологических условий и применяемых систем разработки не позволяет во всех случаях однозначно определять стадию разработки конкретного месторождения. Для этого необходимо сформулировать критерииотнесенияэксплуатационныхобъектов кстадиямразработки.

Первая стадия разработки – стадия разбуривания скважин основного фонда и освоения системы заводнения для поддержания пластового давления.

Вторая стадия разработки соответствует периоду максимальной стабильной добычи нефти, характеризуется ростом обводненности. Кконцу стадииотбирается45–60 % извлекаемыхзапасов.

На второй стадии разработки для залежей, разрабатываемых на режимах истощения, темпы добычи нефти могут сохраняться примерно на постоянном уровне только за счет интенсивного ввода новых скважин на залежах. Для сравнительно небольших залежей

снебольшим добывающим фондом вторая стадия на режимах истощенияхарактеризуетсяпикообразной кривой темпа отборанефти.

31

Третья стадия разработки – стадия значительного падения добычи нефти при разработке нефтяного объекта. Характеризуется либо интенсивным ростом обводненности добываемой жидкости (диапазон от 40 до 80 %) и связанным с этим постепенным выключением скважин из эксплуатации, либо ростом газового фактора (при режимах растворенного газа или смешанном), а также переводом фонда скважин на механизированный способ добычи.

Граница между третьей и четвертой стадиями характеризуется существенным выполаживанием темпов отбора нефти. Начало четвертой стадии фиксируется снижением темпа отбора до 1–2 % от начальных извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия разработки – стадия разработки нефтя-

ного эксплуатационного объекта, характеризующаяся низкими уровнями добычи нефти, постепенным сокращением действующего фонда скважин. Обводненность большинства скважин превышает 50 % при выработке запасов более 60 % и характеризуется значительным падением среднего темпа отбора жидкости. Это наиболее длительный период, в течение которого чаще всего завершается процесс извлечения нефти.

Внастоящее время достаточно четкого определения поздней стадии не существует. Одни относят к поздней стадии только четвертую стадию разработки, другие – период, когда наблюдается интенсивный рост обводненности добываемой жидкости или интенсивное снижение добычи нефти, т.е. вторую половину третьей

ичетвертую стадии. Особенностью поздней стадии разработки также является и то, что в основном здесь применяются различные методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи.

Врезультате применения на поздних стадиях разработки различных методов повышения нефтеотдачи могут наблюдаться нетипичные периоды роста добычи нефти, в ряде случаев значительные. В связи с этим появились новые термины – «реабилитация»

и«ревитализация» залежей, которыми соответственно обозначают рост или возобновление добычи.

32

Необходимо отметить, что правильность прогнозов добычи нефти, а также всех других технико-экономических показателей во многом зависит от точности принятых по месторождению запасов нефти. Неверный подсчет запасов всегда исключает возможность использования полученных закономерностей для сравнительного анализа. Для объектов поздних стадий разработки появляется возможность уточнения запасов нефти путем анализа предшествующего периода разработки.

Из 460 объектов разработки Пермского края (на 2012 г.): 171 объект находился на первой стадии разработки (из них 53 % разрабатываются с ППД, 47 % разрабатываются на естественном режиме); 117 объектов – на второй стадии (из них 71 % – с ППД, 29 % – на естественном режиме); 57 объектов – на третьей стадии (из них 75 % – с ППД, 25 % – на естественном режиме) и 96 объектов – на четвертой стадии (из них 80 % – с ППД, 20 % – на естественном режиме). Некоторые объекты отнесены к переходным стадиям: на 1–2 стадии – 5 объектов, на 2–3 стадии – 3 объекта, на 3– 4 стадии– 11 объектов.

33

Тема 7. ОБОСНОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

Лекция – 2 часа

Величина проектного коэффициента извлечения углеводородов КИН обосновывается при подсчете запасов исходя из особенностей геологического строения, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, режимов работы залежей, системы разработки месторождения. Проектные средневзвешенные значения КИН мира (по Р.Х. Муслимову) составляют порядка 0,35 д.ед. Для месторождений России наиболее часто проектные значения КИН в карбонатных коллекторах составляют от 0,30 до 0,40, в терригенных коллекторах – от 0,30 до 0,45 д.ед., крайне редко выходя за пределы ниже 0,20 и выше 0,70 д.ед.

Максимальный для эксплуатационных объектов Пермского края проектный КИН = 0,70 д.ед., принят для пласта Тл-Бб ЯриноКаменноложского месторождения. Этот объект характеризуется максимальной для региона нефтенасыщенной толщиной (30 м), низкой вязкостью нефти (1 мПа·с), высокой проницаемостью коллекторов (181 мД).

В процессе разработки КИН может быть многократно пересмотрен. Так, по Ромашкинскому месторождению (Татария) первоначально (1950 г.) планировалось вести разработку 50 лет, сегодня в связи сувеличением КИНоценки увеличеныдо 250 лет, т.е. до 2200 г.

Академиком А.П. Крыловым предложена простая и физически обоснованная формула для вычисления проектного коэффициента извлечения нефти:

Коэффициент вытеснения нефти

Под коэффициентом вытеснения Квыт понимается отношение объема нефти, вытесненного при продолжительной, многократной промывке образца породы рабочим агентом (водой), к начальному нефтенасыщенному объему.

Коэффициент Квыт устанавливается по результатам лабораторных исследований на образцах породы и по своей физической сущности характеризует максимальную добычу при длительной промывке из непрерывной части пласта.

При исследованиях на керне модель пласта комплектуется из цилиндрических образцов диаметром от 2,2 до 3,0 см при общей длине модели 26 см. Отклонение проницаемости отдельных образцов от средней модели не превышает 30 %. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии, после чего производится насыщение модели пласта нефтью. Перед процессом вытеснения модель выдерживается при термобарических условиях, близких к пластовым.

Опыты проводятся на специальных установках (например, УИПК-1М, AFS-300) с нефтями реальных пластов. Закачка воды в модель пласта ведется при скоростях, близких к реальным, до полного отсутствия нефти в вытесняемой жидкости и производится обычно в количестве 20–30 поровых объемов. Коэффициент вытеснения рассчитывается по объему вытесненной нефти в ловушке и водонасыщенности образца после опыта, измеренной в аппарате Закса.

При использовании в качестве вытесняющего агента пресной воды строится зависимость Квыт от коэффициента подвижности k/μ, представляющего отношение проницаемости коллектора по нефти к вязкости нефти. На основании этой зависимости по значению средней проницаемости k, определенной в результате гидродинамических исследований, а также по значению вязкости нефти μ рассчитывается Квыт в целом или отдельных объектов разработки.

35

При наличии достаточного количества кернового материала различной проницаемости зависимость Квыт от k/μ для конкретного месторождения выстраивается по «родным» моделям, как это представлено на рис. 7.1. При недостаточном количестве керна родного месторождения для построения зависимости привлекаются данные определения Квыт соседних месторождений той же тектонической структуры, к которой принадлежит изучаемое месторождение.

Рис. 7.1. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от коэффициента подвижности. Пласт Бш. Дороховское месторождение (Пермский край)

Для месторождений Пермского края были обоснованы и длительное время успешно опробовались надежные методики оценки Квыт как опытным путем в лабораторных условиях по керну, так и на основе установленных для различных типов залежей и районов логарифмических функциональных зависимостей вида

Квыт = A · ln(k/μо) + B,

где k – проницаемость коллектора;

μо – относительная вязкость нефти, численно равная отношению вязкостей нефти μн и воды μв.

Чем меньше μо, тем лучше фильтрация нефти по пласту и вытесняющая способность воды. Сравнения Квыт показывают, что при вытеснении пластовыми минерализованными водами наблюдаются

36

более высокие Квыт, чем при вытеснении пресными водами. Наибольшего эффекта при применении пластовых вод следует ожидать

вследующих случаях:

–для маловязких нефтей в низкопроницаемых коллекторах

спроницаемостью от 0,010 до 0,050 мкм2;

–для высокопроницаемых коллекторов при значениях вязкости нефти в диапазоне от 20 до 55 мПа·с.

Рис. 7.2. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости для эксплуатационных объектов Пермского края (данные Г.П. Хижняка)

Принятые в ПТД коэффициенты вытеснения для эксплуатационных объектов Пермского края находятся в диапазоне значений от 0,50 до 0,70 ед. Из рис. 7.2 видно, что при одних и тех проницаемостях для терригенных коллекторов, как правило, коэффициенты вытеснения несколько выше. Средние значения Квыт в ПТД для залежей нефти Пермского края в карбонатных коллекторах составляют 0,59, в терригенных – 0,61.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения нефти

Под коэффициентом охвата вытеснением Кохв понимается отношение объема коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. На вели-

37

чину Кохв, помимо геологических факторов, в большей мере влияют технологические факторы, характеризующие систему разработки залежи (плотность сетки скважин, фонд добывающих и нагнетательных скважин, система разработки залежи, объемы отборов и закачки и др.).

Коэффициент охвата иногда представляют как произведение коэффициента охвата заводнением Кз и коэффициента сетки скважин Кс:

Кохв = Кз · Кс.

По экономическим соображениям эксплуатация добывающих скважин прекращается при достижении критической обводненности продукции (от 95 до 99 %). Коэффициент Кз отвечает за потери нефти из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при предельно высокой обводненности продукции. Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Под Кс понимается отношение объема, охваченного воздействием, к объему продуктивного пласта. Введение коэффициента Кс обусловлено тем, что часть объема нефтенасыщенных горных пород не участвует в процессе вытеснения. По мере сгущения сетки скважин доля объема пласта, охваченного воздействием, закономерно увеличивается. Произведение Квыт · Кс выделяет долю подвижной нефти в геологических запасах.

Коэффициент Кохв может быть оценен по методике института «Гипровостокнефть» как

Кохв = К1 · К2 · К3 · К4 · К5,

где К1 – коэффициент, учитывающий вязкость нефти и предельную обводненность;

К2 – коэффициент сетки скважин, учитывающий неоднородность коллектора;

К3, К4 – коэффициенты, учитывающие потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах;

38

К5 – коэффициент, учитывающий потери нефти в невырабатываемых (санитарные, залегание солей и др.) зонах.

Вместе с тем в настоящее время нет надежных методов прямой оценки Кохв, также как и всех его составляющих. В связи с этим при проектировании его величину обычно оценивают об-

ратным счетом: Кохв = КИН/Квыт. Величина проектного КИН при этом может быть оценена на основе расчетов на гидродинамиче-

ской модели. При использовании данного метода Квыт оценивается либо по лабораторным данным, либо по зависимости Квыт = f(k/μо). Система разработки считается приемлемой, если расчетное значе-

ние Кохв > 0,8.

Методы определения проектных коэффициентов извлечения нефти

Величина проектного КИН зависит от комплекса геологических и технологических характеристик эксплуатационного объекта. К геологическим относится литологический состав коллектора, неоднородность продуктивного пласта, проницаемость пород, нефтенасыщенная толщина, вязкость нефти, доля залежи в водонефтяной зоне и др.

Кроме этого КИН определяется технологией разработки, т.е. плотностью сетки добывающих скважин, методами и способами интенсификации добычи нефти, реализацией системы поддержания пластового давления и др. Влияние комплекса геолого-техноло- гических факторов должно быть учтено при проектировании системы разработки залежи и, соответственно, определяет величину проектного КИН.

В настоящее время основным методом обоснования КИН является его расчет путем моделирования разработки залежи на гео- лого-технологических (гидродинамических) моделях. Их геологическая часть включает трехмерное геологическое представление залежи в виде цифровой модели. Технологическая часть включает полную информацию по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин (интервалы перфорации, ввод в эксплуатацию, история работы во времени и т.д.).

39

В качестве альтернативы геолого-технологическому моделированию, которое требует больших временных затрат, могут рассматриваться оперативные оценки КИН покоэффициентным и ана- лого-статистическим методами.

При составлении ТЭО КИН для залежей с геологическими запасами до 30 млн т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснения и повариантных технико-экономических расчетов.

Покоэффициентный метод базируется на расчете КИН через

оценку Кохв по формуле Кохв = К1 · К2 · К3 · К4 · К5. Очевидным недостатком метода является невозможность достоверно оценить ис-

ходные коэффициенты, что затрудняет использование данного метода при решении реальных практических задач.

Использование аналого-статистических методик может быть эффективно для территорий с длительным опытом разработки месторождений для оценки перспектив нефтеизвлечения недоразведанных залежей. В таких районах можно выделить большое количество залежей-аналогов со сходными геолого-технологическими характеристиками. Статистические модели оценки КИН могут быть реализованы для схожих типов эксплуатационных объектов и территорий со сходными геолого-технологическими условиями. Как правило, при этом наиболее эффективно использование многомерных статистических моделей, которые позволяют одновременно приоценкеучесть комплексвсех информативных показателей.

Статистические многомерные модели обязательно должны формироваться раздельно для залежей в терригенных и карбонатных коллекторах, для залежей с реализацией ППД и без ППД.

В условиях залежей Пермского края апробированы зависимости вида

КИН = К1 · hн + К2 · Кп + К3 · Sскв-ПТД +

+ К4 · G + К5 · СКВн-ПТД + К6 · Квыт + А,

40