книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

9.1.РЕЖ И М Ы РА БО ТЫ ЗА Л ЕЖ ЕЙ У ГЛ ЕВО ДО РО Д О В

Зад ач ей технологии добычи неф ти как прикладной науки является получение м аксим альной неф теотдачи пласта при м инималь­ ных затратах. Д ля реш ения этой задачи необходимо с возможно боль­ шей точностью установить следую щ ие парам етры : геометрию и ф и зи ­ ческие разм еры залеж и; начальное содерж ание флю идов; пористость

ипроницаемость пород коллектора; состав нефти; пластовое давление

итемпературу; давление насы щ ения неф ти газом; характеристику под­ стилающих водоносных горизонтов.

Процесс добычи неф ти и газа вклю чает в себя три этапа. П ервы й — это движение неф ти и газа в пределах пласта к скважинам под действи­ ем разности давлений в пласте и на забое скважины . Этот этап назы вает­ ся разработкой м есторож ден и я . Второй этап — движ ение неф ти и газа к дневной поверхности от забоя скваж ины до устья. Этот этап назы вает­ ся эксплуатацией н е ф т я н ы х и газовых скважин. Третий этап — сбор продукции скваж ин и подготовка неф ти и газа к транспортированию потребителям. В ходе третьего этапа нефть, попутный газ и вода отделя­ ются друг от друга, после чего пластовая вода закачивается обратно в пласт для поддерж ания пластового давления, а газ направляется потре­ бителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяю тся пары воды, сероводород, углекислый газ и механические примеси.

Тип зал еж ей зависит от пластового давления, тем п ературы и ком­ понентного состава углеводородов, который постоянно м еняется в про­ цессе разработки, что м ож ет привести к перераспределению ф аз и даж е к изменению типа зал еж ей . С ущ ествует следую щ ая класси ф и кац ия залежей:

• газовые (Г) — состоят в основном из метана;

• нефтяные (Н) — неф ть с содерж анием растворенного газа менее 200 м3/м 3;

• неф тегазовы е (НГ) — газовы е с неф тяной оторочкой, запасы сво­ бодного газа превы ш аю т запасы нефти;

• газонеф тяны е (ГН) — неф тяны е с газовой ш апкой, запасы нефти превы ш аю т запасы газа;

•газоконденсатные (ГК) — в зависимости от содерж ания конденса­ та СГ1+ подразделяю тся на низкоконденсатны е — 20 г/м 3; средне­ конденсатные — от 20 до 100 г /м 3; высококонденсатные — бол^ 100 г /м 3;

•неф тегазоконденсатны е (НГК) — запасы свободного газа и конден­

сата превы ш аю т запасы нефти;

• газоконденсатонеф тяны е (ГКН) — неф тяны е зал еж и с газоконден­ сатной шапкой.

Разработка м есторож дений — это комплекс мероприятий, направ­ ленны х на обеспечение притока неф ти и газа из зал еж и к забою сква­ жины . В этот комплекс входит порядок разм ещ ения скваж ин на пло­ щ ади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию , установление и поддерж ание определенного реж им а их работы.

С учетом перечисленны х парам етров составляется предваритель­ ная программ а разработки зал еж ей , которая вклю чает в себя количе­ ство скваж ин и их разм ещ ение; способ вскры тия нефтяного пласта; установление величины отбора н еф ти и газа д л я каж дой скважины и зал еж и в целом. Необходимость закачки воды или газа в пласт с целью поддерж ания давления вы является, исходя и з данны х промысловых наблюдений.

С ущ ествую т следую щ ие виды энергии, за счет которых осуществ­ л яется добыча неф ти и подъем ее на поверхность:

•потенциальная гидростатическая энергия;

•потенциальная энергия сжатого газа;

• потенциальная упругая энергия ж идкостей и горных пород;

• энергия, привнесенная в скваж ину извне.

П ервы е три вида энергии являю тся природными и используются, когда их величина достаточна д л я разработки залеж ей . В этом случае зал еж ь разрабаты вается без поддерж ания пластового давления (ППД).

В случае, когда собственной энергии пласта недостаточно, осуще­ ствляется закачка технологической ж идкости, которая пополняет по­ тенциальную энергию пласта. П ри за к а ч к е вы сокосж имаемы х сред (природного газа, диоксида углерода, воздуха) увеличивается как гид­ ростатическая энергия, так и энергия расш иряю щ егося газа.

Ч етверты й вид энергии является искусственным. В разрезе многих добываю щ их скваж ин сущ ествую т вы соконапорные пласты. Энергия

этих пластов-доноров с помощью специальны х технических средств может быть направлена на добычу неф ти из продуктивного горизонта. В этом случае привнесенная энергия явл яется природной.

Контакты вода— неф ть и газ— неф ть в зал еж ах не бывают представ­ ленными строго геом етрической плоскостью вследствие проявлен ия капиллярных эф ф ектов и изменчивости проницаемости пласта.

Отобранные из продуктивного пласта неф ть и газ долж ны быть зам е­ щены соответствующими объемами какой-либо ж идкости в результате:

• расширения остаточной неф ти или воды внутри нефтяного пласта;

• образования ф азы свободного газа;

• расш ирения сущ ествую щ ей ф азы свободного газа;

• внедрения воды в неф тяную зону извне.

Энергия растворенного в неф ти газа проявляется в том, что в облас­ ти пониженного давлен и я газ освобож дается из раствора. Вследствие расширения объема газовой ф азы происходит вы талкивание равноцен­ ного объема неф ти в сторону скваж ин.

Большая часть м есторож дений ограничена водоносными пластами и представляет с ними единую гидродинамическую систему (рис. 9.1). Если нефтеносный пласт им еет крутое падение, то плоскость контакта нефти с водой им еет ограниченны е разм еры . В пологих пластах плос­ кость контакта вода-неф ть м ож ет быть значительной по размерам . Если нефть испытывает напор со стороны подстилаю щ их подвиж ны х вод, то в процессе разработки зал еж и вода затап ли вает неф тяной пласт, з а ­ мещая отбор нефти. Если вся добыча неф ти получается за счет напора подошвенной пластовой воды, то давление в процессе разработки плас­ та остается однородным.

Рис. 9.1. Варианты вытеснения нефти из пласта:

а — коллектор с водонапорным режимом; б — коллектор с газонапорным режимом

В случаях, когда основой м еханизм а неф теотдачи явл яется водона­ порный реж им, давление пласта становится чувствительны м к изм е-

нению темпа отбора нефти. П ри возрастаю щ ем темпе отбора нефти ме­ ханизм вы теснения неф ти водой из пласта, в конечном счете, переста­ ет действовать.

П ри затоплении части нефтяного горизонта м ож ет появиться зако­ номерный приток воды в эксплуатационны е скваж ины . Появление воды в скваж инах м ож ет явиться результатом вы соких скоростей отбора и образования конуса подошвенной пластовой воды.

Вкакой степени вода при своем поступлении в нефтяной пласт заме­

щает отбираемый объем нефти и газа и задерж и вает падение пластового давления, — зависит от темпов отбора неф ти и газа. Эти темпы опреде­ ляю т какой из двух основных механизмов неф теотдачи будет домини­ рующим: вытеснение водой или газом газовой шапки. Один и тот же пласт может отдавать неф ть либо за счет расходования газа, либо за счет вне­ дрения воды, либо за счет совместного действия этих механизмов.

Источником необходимой энергии мож ет явиться напор краевых или

подош венных вод (рис. 9.1, а). Запасы этой энергии постоянно пополня­ ю тся за счет атм осф ерны х осадков и поверхностны х водоемов. Отли­ чительной особенностью водонапорного реж и м а явл яется то, что посту­ паю щ ая в пласт вода полностью зам ещ ает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непреры вно сокращ ается. Когда краевы е воды достигают забоя, эксплуатация скваж ины п рекращ ается. При водона­ порном реж им е работы обеспечивается самый высокий коэффициент неф теотдачи пласта — до 0,8.

Во всех м есторож дениях пластовы е неф ти содерж ат растворенный газ. Во многих пластах содерж и тся больш е газа, чем его мож ет раство­ риться в неф ти при начальном пластовом давлении. Тогда избыток газа залегает поверх неф тенасы щ енного горизонта в газовой шапке.

Иногда неф ть м ож ет бы ть насы щ ена газом без образования газовой ш апки. В некоторы х случаях давление насы щ ения м ож ет быть доста­ точно низким (например. 1,0 М Па) при больш ом начальном пластовом давлении. В таких условиях разработки зал еж и энергия растворенного газа не п роявляется до тех пор, пока пластовое давление не упадет до точки насыщ ения.

П ластовое давление в м есторож дениях с газовы м режимом по мере отбора ж идкости непрерывно сниж ается. И стощ ение никогда не быва­ ет однородным по всему продуктивному пласту — обычно конечное нефтенасы щ ение меньш е в проницаемы х пластах. В последнее время по­ лучило распространение обратное нагнетание газа в пласт.

И сточником вы теснения неф ти на поверхность м ож ет являться дав­ ление газа, сжатого в газовой ш апке (рис. 9.1, б). В месторождениях, ра-

ботающих в газонапорном р еж и м е, процесс вы теснения неф ти сопро­ вождается гравитационными эф ф ектам и . В ы деляю щ ийся из неф ти газ мигрирует вверх, пополняя газовую ш апку и оттесняя неф ть в пони­ женную часть залеж и . По м ере пониж ения уровня газонефтяного кон­ такта происходит прорыв газа в забой неф тяной скваж ины , после чего эксплуатация прекращ ается. К оэф ф ициент неф теотдачи при газона­ порном реж име составляет 0,4— 0,6.

В режиме растворенного газа основным источником пластовой энер­ гии является давление растворенного в неф ти газа. По м ере пониж ения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в сво­ бодное состояние. П узы рьки газа, расш иряясь, вы талкиваю т неф ть к забою скважины. К оэф ф ициент неф теотдачи в этом реж им е самый низ­ кий— 0.15— 0,3.

Кроме названны х реж им ов источником пластовой энергии служ ат упругие сгигы воды, неф ти и самих пород, сж аты х под действием горно­ го давления. Если пласт изолирован от водоносных пластов сбросами, то процесс неф теотдачи м ож ет происходить или за счет энергии раство­ ренного газа, или энергии расш иряю щ ейся газовой шапки.

Общая площ адь окаймляю щ ей водяной части пластов может намного (в 10— 100 раз) превы ш ать площ адь неф тяной залеж и . В таких случаях объем упругого расш ирения воды м ож ет превы ш ать первоначальны й объем пластовой нефти.

Энергия упругого расш ирения воды в примыкаю щ их пластах пере­ дается в нефтяной пласт и вы тесняет соответствую щ ий объем нефти. Упругое расш ирение неф ти и воды м ож ет явл яться главным д ви ж у ­ щим фактором притока в скваж ину только на раннем этапе разработки месторождений. С ж имаемость пласта, неф ти и воды м ож ет обеспечить извлечение неф ти до 5 % от ее начального объема в залеж и .

Фильтрационный поток м ож ет см ещ ать конфигурацию залеж и. При малых скоростях д еф орм и руется только водонеф тяной контакт. При скорости ф ильтрации воды более 2 м /год газовая и неф тяная зал еж и становятся обособленными за счет смещ ения потоком пластовой воды.

Естественная пластовая энергия в больш инстве случаев не обеспечи­ вает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залеж и. Это связано с тем, что ее извлечению препятствует много ф акторов: силы трения; силы инерции, силы адгезии и поверхностного натяж ения. О с­ новная доля пластовой энергии расходуется именно на преодоление именно этих сил, возникаю щ их при течении флюидов. В поровом про­ странстве скорость частиц ж идкостей и газов, проходящ их через су ­ жения и расш ирения поровых каналов, многократно увеличивается и

ум еньш ается, что явл яется причиной возникновения сил инерции. Оп­ ределенная часть пластовой энергии расходуется на поддерж ание дви­ ж ен и я флю идов в стволе скваж ины и по внутрипромы словым комму­ никациям в период фонтанной эксплуатации скваж ин.

В многопластовом м есторож дении в ы д ел яется несколько

продуктивны х пластов. Э лем ентарны м объектом разработки может являться изолированный сверху и снизу отдельный пласт или несколько пластов, гидродинамически связанны х м еж ду собой в пределах площади месторож дения. Эксплуатационны й объект — это один или несколько элем ентарны х объектов, которы е разрабаты ваю тся самостоятельной сеткой скваж ин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.

При вы делении эксплуатационны х объектов учиты ваю тся следую­

щие ф акторы : мощ ность продуктивного р азр еза и число и глубина за­ легания продуктивны х пластов в разр езе; коллекторские свойства пла­

стов и реж им ы залеж ей ; свойства неф ти в пластовы х условиях и поло­ ж ен и е во д о н еф тян ы х кон так то в по пластам . Е сли эти условия не препятствую т совмещ ению пластов в единый объект, то проводят гид­ родинамические расчеты по определению технологических показате­ лей с учетом способов регулирования баланса пластовой энергии, регу­ лирования процесса разработки, а так ж е технических средств добычи.

Н ецелесообразно объединять в один объект два продуктивных го­ ризонта, когда, например, одна из зал еж ей неф тян ая, а другая нефте­ газовая. Не реком ендуется объединять в один объект разработки плас­ ты, которы е отличаю тся по проницаемости в несколько раз или нефть которы х разл и чается по вязкости в несколько раз. Т акж е не разраба­ ты ваю т совместно пласты с сущ ественно отличаю щ им ися пластовыми давлениями.

В зависим ости от порядка ввода объектов м ногопластовых нефтя­ ны х м есторож дений в разр аботку вы деляю т две группы систем раз­ работки: с и с т е м ы одновременной р а з р а б о т к и и систем ы последова­ те л ь н о й р а з р а б о т к и объектов. В первом случае два или более плас­ тов разрабаты ваю тся единой сеткой добы ваю щ их и нагнетательных скваж ин . Во втором случае р азработку начинаю т с нижнего опорного

объекта, а затем переходят к эксп луатаци и вы ш ележ ащ и х продук­ тивных объектов.

Проектирование рациональной с и с т е м ы р а зр а б о т к и должно обес­ печить заданную добычу неф ти при минимальных затратах и возм ож ­ но больших коэф ф ициентах нефтеотдачи. Составление технологичес­ кой схемы разработки бази руется на следую щ их геолого-промысловых материалах, полученны х в р езу л ьтате геолого-разведочны х работ и опытной эксплуатации:

•литолого-стратиграф ические р азр езы и детальны е структурны е карты по кровле и подош ве пласта с показом тектонических н ару ­ шений:

•преобладающ ий вид пластовой энергии (значение естественного режима зал еж ей нефти), полож ение внешнего и внутреннего кон­

туров нефтеносности вода— неф ть (ВНК) и неф ть— газ (ГНК);

• свойства неф ти, воды и газа в пластовы х и поверхностных услови­ ях, в частности, значение давления насы щ ения неф ти газом;

• коллекторские свойства пласта, изученны е по пластовому керну, а такж е с помощью пром ы слово-геоф изических и гидродинамичес­ ких исследований;

• начальное пластовое давление, коэф ф ициенты продуктивности и пьзопроводносTW.

Разработка зал еж ей м ож ет осущ ествляться по одной из следую щ их систем: с размещ ением скваж ин по равномерной с е т к е и с разм ещ ени ­ ем скважин по неравномерной с е т к е .

Разработки с разм ещ ением скваж ин по равномерной сетке могут различаться по ф орме сетки (квадратны е или треугольные), по плотно­ сти сетки (12— 60) • 104 м 2/скв., по тем пу и порядку ввода скваж ин в ра- г ту. Эту систему разработки целесообразо использовать при реж им ах работы пласта с неподвиж ны ми контурам и (реж им растворенного газа, гравитационный реж им ), когда пластовая энергия равномерно распре­ делена по площади. В настоящ ее врем я применяю т двухстадийное р а з ­ буривание первоначально редких сеток скваж ин и последую щ ее их и з ­ бирательное уплотнение с целью повы ш ения охвата неоднородных пла­ стов заводнением и увеличения конечной нефтеотдачи.

В зависимости от вида энергии, используемой для перем ещ ения не­ фти, различают: системы разработки с использованием е с те ст в е н н о й пластовой энергии; систем ы с поддерж ан ием п л астово го давления (ППД), когда баланс пластовой энергии регулирую т путем искусствен­ ного ее пополнения.

И сследование скваж ин и пластов проводятся с целью полу­ чения объективной инф ормации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флю идов к скваж ине, о процессах, происходя­ щ их в пласте при его разработке. Т акая инф орм ация необходима для подсчета запасов неф ти и газа, для обоснования и осущ ествления ра­ циональных способов разработки м есторож дения и выбора оборудова­ ния для подъема ж идкости из скваж ины .

Д ля оценки извлекаем ы х запасов зал еж и проводятся исследования по определению коэф ф ициента неф теотдачи пласта. Кроме геологичес­ ких и извлекаемы х запасов важно знать товарные качества нефти и газа, мощ ность и проницаемость пласта, В процессе вы работки запасов не­ ф ти скваж ины обводняются, пластовое давление сниж ается, газовый ф актор изм еняется — все это требует непрерывного обновления инфор­ мации о скваж инах и пласте.

П осле принятия реш ения о вводе зал еж и в промыш ленную эксплу­ атацию составляется технологическая схема или проект разработки залеж и . Д ля составления проекта необходим комплекс данных об из­ менении гидродинамических характеристик пласта по площади зале­ ж и и в ее законтурной области, о продуктивности пласта в целом и от­ дельны х его частей, об эф ф ективности прим еняем ы х способов вскры­ ти я пласта и др.

В процессе эксплуатации скваж ин уточняю т технологическую эф­ ф ективность отдельны х элементов принятой системы разработки (си­ стема поддерж ания пластового давления, схема располож ения скважин, способ вскры тия пластов и др.), а такж е определяю т эффективность м ероприятий по повы ш ению и восстановлению производительности добываю щ их скваж ин.

П ри исследовании газовы х скваж ин определяю т количество сырого конденсата, вы деляю щ егося в процессе сепарации газа при различных давлениях и тем пературах, количестве тверды х примесей и жидкой ф азы , вы деляю щ ейся на забое и в стволе скваж ины в результате изме­ нения терм обарических условий.

С помощью лабораторны х и пром ы слово-геоф изических методов изучаю т свойства пластов только в прискваж инной зоне. Получаемая с их помощью инф орм ация не отраж ает свойства пласта в целом. Гий-,

9.3. Гидродинамические м етоды исследования скважин

родинамические м е т о д ы основаны на прям ы х и зм ер ен и ях дебитов скважин и забойных давлений при установивш ихся и неустановивш ихся процессах ф ильтрации флю идов в пласте. Эти методы определяю т средние значения свойств продуктивных пластов на значительном уда­ лении от стенок скважины . В основу этих методов положены зависимос­ ти, описывающие связь м еж ду дебитами, давлениями и характеристи ­ ками продуктивных пластов. Гидродинамические исследования осущ е­ ствляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле или установленны х на устье скважины .

Технология исследования состоит в непосредственном изм е­ рении дебитов скваж ин Q и соответствую щ их им значений забойного давления р з при нескольких обеспеченных установивш ихся реж им ах работы. Одновременно определяю т газовы й ф актор и отбираю т на вы ­ кидных линиях пробы ж идкости на обводненность и наличие песка. Время выхода скваж ины на стабильный реж им работы зависит от ф и ль­ трационной характеристики пласта и со­ ставляет от нескольких часов до пяти су ­ ток. О достижении установивш егося р еж и ­ ма судят по п о с т о я н с т в у д е б и т а и забойного давления. По заверш ении иссле­ дований скваж ину останавливаю т д ля ис­ следования в неустановивш ем ся реж им е и измерения пластового давления р пп.

По результатам и сследован и я в у с та ­ новившемся реж и м е строят граф и к зав и ­ симости дебита скваж и н ы от деп ресси и Лр = (рп1 - рзХ который назы ваю т индика­ торной диаграммой. На рис. 9.2 приведе­ ны некоторые ф ормы индикаторны х ди а­ грамм.

При ф и льтрации одноф азной ж идкости, подчиняю щ ейся закону Дарси (2.8), уравнение радиального установивш егося притока описы ­ вается зависимостью Дюпюи:

2* k h (p m - р 3)

(9.1)

Mb i{ R J R e) '

где Q — дебит скваж ины , м3/с ; к — проницаемость пласта, м2; h — мощ­ ность пласта, м; р и р з — пластовое давление и забойное давления, Па; f j — вязкость ф лю ида, Па • с; Кк — радиус контура питания скважины, которы й приним аю т равны м половине расстоян ия м еж ду двум я со­ седними скважинами, для одиночных скважин принимают RK= 250— 400 м; Rc — радиус скваж ины .

Согласно (9.1) зависим ость дебита от депрессии Др явл яется линей­

где К — коэф ф ициент продуктивности пласта, равны й тангенсу угла наклона индикаторной линии к оси ординат Др. И з сопоставления (9.1) и (9.2) следует, что коэф ф ициент К определяется и з вы раж ения:

Mh ï( R jR c)

Искривление индикаторной линии в сторону оси давления (линия 2) означает увеличение ф ильтрационного сопротивления по отношению к линейному закону Дарси. Это обстоятельство м ож ет быть вызвано сле­

дую щ ими явлен иям и, происходящ ими в пласте:

•изменение проницаемости за счет изм енения раскры ти я трещин в пласте при изменении пластового давления;

•увеличение скорости ф ильтрации в призабойной зоне до сверхкри­

тических значений, при которых наруш ается закон Дарси;

• образование в прискваж инной зоне двухф азной ф ильтрации при забойном давлении ниж е давления насы щ ения (рз < р нас).

Д ля зал еж ей с вы соковязкой неф тью индикаторная линия не про­ ходит через начало координат (линия 3), а отсекает на оси давлений некоторы й отрезок. Это указы вает на то, что неф ть исследуемой сква­

жины обладает вязкопластичны м и свойствами.

Полученная индикаторная диаграм м а позволяет по тангенсу угла а определить коэф ф ициент продуктивности К, после чего можно опре­ делить коэф ф ициент гидропроводности

Зн ая по геоф изическим данны м или по результатам глубинной дебитометрии мощ ность пласта h, а по лабораторны м данным динамичес­ кую вязкость неф ти д, из (9.4) можно определить проницаемость А:в зоне действия исследуемой скваж ины .