книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Технология исследования состоит в изм ерении параметров работы скважины сначала в установившемся режиме, затем исследуемую скважину закрываю т и фиксирую т изменение (темп увеличения) забой­ ного давления во времени. На записанной манометром кривой (рис. 9.3) линия АВ отвечает нарастанию давления при спуске м аном етра в сква­ жину. Линия ВС показы вает значение забойного давления перед оста­ новкой скважины . Л иния CD хар актер и зует нарастание давления на забое после прекращ ения отбора нефти. О трезок DF определяет собой величину пластового давлен и я . Л иния DE отвечает подъем у манометра на поверхность.

Рис. 9.3. Характерная кривая показа­ ний манометра при его погружении в скважину, выдержке на забое (CD) и подъеме

Теоретическая зависим ость восстановления давления в остановлен­ ной скважине от врем ени t в неустановивш ем ся реж им е ф ильтрации имеет следующий вид:

где Q — дебит скваж ины перед ее остановкой; х — коэф ф ициент пье­ зопроводности (2.37).

Зависимость (9.5) м ож ет бы ть представлена в следую щ ем виде:

где

(9.7)

К с

._ 2 ,2 3 Qm

(9.8)

4nkh

И звлечение неф ти и газа из недр осущ ествляется с помощью сква­ ж ин, которы е являю тся каналом, соединяю щ им продуктивны й пласт с поверхностью земли. Под разработкой м есторож дения понимается уп­ равление процессом движ ения неф ти и газа в пласте к эксплуатацион­ ным скваж инам посредством определенного порядка разм ещ ения их на площ ади и регулирования баланса пластовой энергии.

Геологическое изучение м есторож дения позволяет определить раз­ м еры и конф игурацию залеж ей, контур нефтеносности, положение во­ донеф тяны х и газонеф тяны х контактов, мощ ность пласта в различных его зонах. По полученным данным подсчиты ваю тся геологические за­ пасы неф ти и газа в залеж и . П ри подсчете промы ш ленны х или извле­ каем ы х запасов необходимо знать ко эф ф и ц и ен т н е ф т е о т д а ч и , кото­ ры й показы вает, какую часть общих запасов неф ти можно извлечь, при­ м еняя сущ ествую щ ие технологии. П риближ енное его значение находят по исследованию кернов или расчетны м путем. В зависимости от геоло­ гических особенностей зал еж ей коэф ф ициент неф теотдачи может из­ м еняться от 0,10 до 0,80.

Основными задачам и проектирования разработки неф тяной зале­ ж и явл яется определение:

• рациональной схемы разм ещ ен и я эксплуатационны х и нагнета­ тельны х скваж ин и порядка их ввода в работу;

• дебитов скваж ин на различны х этапах разработки;

• сроков работы отдельны х скваж ин и полного срока разработки.

В проекте разработки рассм атриваю т несколько вариантов. П ервый вариант рассчиты ваю т без поддерж ания пластовой энергии — в р еж и ­ ме истощения. А льтернативны е вари анты рассчиты ваю т, используя промышленно прим еняем ы е технологии поддерж ания пластовой энер­ гии, интенсификации добычи неф ти, увеличения неф теотдачи и дости­ жения утвержденного коэф ф ициента нефтеотдачи.

Основными элем ентам и в системе разработки залеж и являю тся схе­ ма размещения скваж ин и их количество. На зал еж ах с напорным р е ­ жимом (перемещ аю щ ийся контур нефтеносности) скваж ины распола­ гают рядами, параллельны м и контурам газоносности или водоноснос­ ти. Расстояние м еж ду рядам и и скваж инам и в ряду устанавливаю тся при составлении проекта разработки залеж и . При разработке зал еж ей с неподвижным контуром нефтеносности (массивные с напором подо­ швенных вод) скваж ины разм ещ аю т равномерной сплошной сеткой.

Первоначально скваж ины долж ны располагаться на продуктивной площади по такой сетке, которая в дальнейш ем допускает ее сгущение. Уплотнение первоначальной сетки скваж ин следует предпринимать в случае, когда извлекаем ая неф ть оправды вает расходы по дополнитель­ ному бурению.

Независимо от м еханизм а н еф теотдачи избы точны й тем п отбора часто приводит к пониженной суммарной неф теотдаче, а при ограни­ ченных темпах отбора неф ти — к повышенной неф теотдаче пласта.

На антиклинальной структуре призабойная часть скваж ины м ож ет иметь разную конструкцию и разное полож ение относительно пластаколлектора (рис. 9.5). При бурении нагнетательной скваж ины (скв. 1) пласт следует вскры вать на всю мощ ность, чтобы добиться высокой поглощающей способности скваж ины . При вскры тии пласта в районе нахождения подошвенной воды (скв. 2) забой эксплуатационной сква­ жины располагают вы ш е отм етки водонефтяного контакта. Если в по­ дошве пласта нет воды, пласт вскры ваю т на всю его мощ ность (скв. 3). Если скважина вскры ла газовую ш апку (скв. 4), забой оборудуется так, чтобы нефть не увлекала газ и з газовой шапки.

Наилучшие условия притока флю идов в скваж ину д ает вскры тие пласта на всю мощность без закреп лен ия трубами. В больш инстве слу ­ чаев продуктивный пласт закрепляю т трубами, а для пропуска неф ти или газа трубы против вскры той части пласта снабж аю т отверстиями.

На каждой площ ади можно разм естить любое число скваж ин, одна­ ко при частой сетке области дренирования соседних скваж ин могут пе­

рекры ваться, что нерационально. И злиш не разреж ен н ая сетка разме­ щ ения скваж ин такж е нерациональна, так как область дренирования каж дой скваж ины ограничена, и в периф ерийны х зонах будут оставать­ ся целики с больш ими запасам и нефти.

СквД Скв.2 Скв.З Скв.4

Рис. 9.5. Схема расположения забоев скважин на антиклинальной структуре

На зар е неф тедобы чи на одну скваж ину приходилось от 0,4 до 3,0 га площ ади. П оследую щ ий опыт показал, что приним аем ы е сетки были переуплотнены . Н еф тяны е м есторож дения, введенны е в разработку в последние годы, эксплуатирую тся сетками скваж ин с областью дрени­ рования на каж дую скваж ину от 12 до 60 га.

Другим важ ны м ф актором в системе р азработки месторождений явл яется тем п отбора нефти. П ри заданном числе скваж ин их средние дебиты не являю тся постоянными на весь период ж изни месторожде­ ний и изм еняю тся во времени в зависим ости от энергетических пласто­ вы х ф акторов. Запас пластовой энергии не всегда м ож ет обеспечить высокие темпы отбора нефти. Д ля улучш ения условий разработки со­ здаю т искусственны й напорный реж им . О боснование необходимости воздействия на пласт путем закачки газа или воды явл яется одним из наиболее важ ны х этапов проектирования системы разработки. Сами методы искусственного воздействия могут быть различны ми как по виду

рабочего агента, так и по схеме разм ещ ения нагнетательны х скважин. К каждой залеж и прим еняется индивидуальны й подход, чтобы р азр а ­ ботка была эф ф ективной и с точки зрен и я неф теотдачи, и с точки зр е ­ ния охраны недр и окруж аю щ ей среды .

Для каждого варианта разм ещ ения скваж ин на площ ади проводят­ ся гидродинамические р асчеты , устанавливаю щ ие количественную связь между дебитам и скваж ин и давлением в них. Расчетны е ф орм у­ лы базируются на основных законах ф ильтрации ж идкости в пористых средах и законах взаим одействия отдельны х скваж ин в процессе их совместной работы.

При разработке пласта неф ть и газ подходят к скваж инам по ради ­ альным направлениям. П ри постоянной мощности пласта и его однород­ ном строении скорость ф и льтраци и ф лю ида в направлении скваж ины возрастает, достигая м аксимума на стенках скважины . Радиальны й ус­ тановившийся приток ж идкости в скваж ину описы вается уравнением Дюпюи, из которого следует, что пластовое давление вблизи скваж ины изменяется по логариф м ическом у закону (рис. 9.6). Л иния изм енения давления показы вает, что в процессе эксплуатации скваж ины вокруг нее образуется воронка депрессии, в пределах которой градиент дав­ ления резко возрастает по мере приближ ения к скважине.

Рис. 9.6. Распределение давления в пласте вокруг эксплуатационной сква­ жины

Изменение ф азового состояния и типа углеводородны х зал еж ей , происходящее в процессе их разработки, зависит от реж им а эксплуа­ тации. И используемы х технологий. Н апример, при разработке н еф тя -

ных залеж ей в реж им е истощ ения сниж ение пластового давления ниже давления насы щ ения м ож ет привести к ф ормированию вторичной га­ зовой ш апки и переводу неф тяны х зал еж ей в газонефтяны е.

В больш инстве случаев запасы естественной энергии бывают огра­ ниченными, Поэтому соврем енная технология разработки предусмат­ ривает применение искусственны х методов воздействия на пласт для восполнения пластовой энергии, расходуемой в процессе разработки.

П ластовое давление — это давление, которое устанавлива­ ется на забое скваж ины после перед началом разработки нефтеносной площ ади. С ниж ение давления в добываю щ ей скваж ине приводит плас­ товые флю иды в состояние движ ения в сторону скваж ины . Давление на забое добываю щ ей скваж ины п оддерж ивается либо из расчета со­ хранения одноф азности н еф ти в пласте, либо обеспечении критичес­ кой скорости ф и льтрации в прискваж инной зоне, либо иного условия. Разность м еж ду пластовы м давлением и забойным давлением называ­ ют депрессией, которая определяет дебит конкретной скважины.

Рациональная разработка неф тяны х и газовы х месторождений воз­ можна только при знании ф изических явлений и условий, определяю­ щ их процесс эксплуатации залеж и . На процесс разработки залеж и ока­ зы ваю т влияние множ ество ф акторов:

• используемы е технологические приемы добычи — параметры сет­ ки скваж ин и последовательность ввода их в эксплуатацию , темпы отбора ф лю идов и др.;

• протяж енность, мощ ность и структурны е особенности пласта;

• пористость, проницаемость и сж им аем ость горных пород, слагаю­ щ их пласт;

• пластовая тем п ература и пластовое давление;

• реологические свойства флюидов.

П ервостепенную роль на процесс разработки зал еж и оказывает ре­ ж им работы пласта. Под реж имом пласта подразумеваю т характер про­ явлен ия движ ущ их сил в пласте, обусловливаю щ их приток флюидов к добываю щ им скваж инам . По м еханизм у воздействия на залеж ь разли­ чаю т следую щ ие реж им ы : водонапорный, газонапорный, гравитацион­ ный, реж им растворенного газа и упругий режим . В чистом виде эти реж им ы проявляю т себя редко. Ч ащ е встречаю тся смеш анные режи­

мы работы пласта. На первом этапе разработки зал еж и каж дому из пер­ вых четырех перечисленны х реж им ов сопутствую т ф акторы упругос­ ти пласта и упругости пластовы х флюидов.

К основным характери сти кам системы «пласт-флю ид» относится упругость или сж имаемость обеих составляю щ их системы. Чем вы ш е сжимаемость элементов системы, тем больше упругой энергии зап асе­ но в пласте. Чем больш е объем воды, подпираю щ ей неф тяную залеж ь, тем больше нефти будет извлечено в упругом реж им е. В скры тие плас­ та скважиной приводит к падению пластового давления, в результате упругая энергия вы свобож дается путем восстановления объемов плас­ тового флюида и скелета вм ещ аю щ ей горной породы. Именно за счет упругого ф актора происходит ф онтанирование скважин. Добыча неф ти врежиме свободного ф онтанирования не требует дополнительного обо­ рудования и дополнительных затр ат энергии.

Упругий реж им разработки неф тяны х месторож дений п роявляет­ ся в гидродинамически изолированны х зал еж ах при пластовы х давле­ ниях выше давления насы щ ения неф ти газом. При этом забойное дав­ ление должно быть не ниж е давления насыщ ения, чтобы неф ть нахо­ дилась в однофазном состоянии. Именно в таких условиях основным источником энергии явл яется упругость пород-коллекторов и насы щ а­ ющих их жидкостей. С ж им аем ость пластов и флю идов невелика, но за счет больших объемов пород, вовлеченны х в процесс упругого сж атия, особенно водоносной части пласта, в добываю щ ую скваж ину могут быть вытеснены больш ие объемы неф ти (2.35).

Промысловыми исследованиям и установлено, что д л я трещ инова­ тых и трещ иновато-пористых коллекторов наблю дается гораздо боль­ шая. чем для пористы х коллекторов, зависим ость проницаемости от изменения порового давления Др. П ри больш их значениях произведе­ ния jfij.• Др зависимость проницаемости от давления определяется сле­

где /?б — коэф ф ициент объемного сж ати я горной породы в блоке.

При малых изм енениях порового давления проницаемость коллек­

Только с учетом сил упругости флю идов и пласта удается согласо­ вать качественно и количественно процессы движ ения неф ти в пласте на первом этапе его разработки. При сниж ении пластового давления

вследствие упругих свойств пласта объем пор уменьш ается. При уве­ личении пластового давления объем пор в пласте увеличивается. Из­ менение давления в пласте, вы званное сниж ением давления в добыва­ ющ ей скваж ине, медленно расп ростран яется по пласту, удаляясь от скваж ины к внеш ней границе залеж и . Так ж е медленно распространя­ ется изменение давления в пласте, вы званное увеличением давления в нагнетательной скваж ине.

При медленном темпе отбора неф ти падение пластового давления доходит до условного контура питания, и ч ерез некоторое время упру­ гие силы перестаю т себя проявлять. После этого наступает вторая фаза гравитационного или водонапорного реж има.

Особое место в добыче неф ти заним ает реж им растворенного газа. Этой особенностью реж им обязан тому обстоятельству, что нефть в за­ леж и не явл яется «мертвой», а содерж ит газ в растворенном состоя­ нии. Этот реж им обнаруж ивает родство с упруговодонапорным режи­ мом: сниж ение давления п ередается по пласту такж е не мгновенно, а с больш им отставанием во времени. В обоих случаях пластовое давление в начале добычи поддерж ивается за счет равномерно распределенной по пласту упругой энергии. Разница лиш ь в том, что при упруговодона­ порном реж им е действую т силы упругости краевой воды, подошвен­ ной воды и пласта в водоносной области, а в реж им е растворенного газа движ ущ ей силой вы ступает упругость газа, действую щ ая только в пре­ делах продуктивного пласта. В последнем случае газовы е пузырьки, являю щ иеся носителями потенциальной упругой энергии пласта, пе­ рем ещ аю тся в составе газированной неф ти в направлении добывающей скваж ины .

Рассмотрим некоторы е особенности эксплуатации нефтяной зале­ ж и в упругом реж им е работы пласта.

Н еф ть при начальном пластовом давлении м ож ет бы ть в различной степени насы щ ена газом. Если забойное давление в скваж ине держать вы ш е давления насы щ ения, то газонасы щ енная неф ть будет двигаться в пористой среде как гомогенная ж идкость. С реологической точки зре­ ния это выгодно, так как в таком случае возникаю щ ее при течении в порах и трещ инах неф ти сопротивление меньше. По этой причине для сохранения однофазности неф ти забойное давление следует задавать вы ш е давления насыщ ения. В таком случае газ из неф ти будет выхо­ дить только в стволе скваж ины на определенной отм етке, соответству­ ющ ей давлению насыщ ения. Здесь энергия сж ати я газа используется в стволе скваж ины для соверш ения полезной работы в фонтанном или газлиф тном реж им е.

9.6. Добыча тяж елой н еф ти и битумов - > \ г 449

Для поддерж ания необходимого дебита забойное давление в процес­ се эксплуатации скваж ины постепенно сниж ается. По м ере сниж ения забойного давления отм етка, на которой происходит газовы деление в стволе скважины, сн иж ается и, наконец, достигает забоя. С этого мо­ мента удерж ать дебит на преж нем уровне не удается, так как газ начи­ нает вы деляться из н еф ти в самом пласте. Это обстоятельство сущ е­ ственно ухудш ает реологические свойства ф ильтрую щ ихся пластовы х флюидов.

Процесс эксплуатации зал еж и в упругом реж им е, в том числе и в режиме растворенного газа, не м еняет границ контуров залеж и . Добы­ ча углеводородов приводит лиш ь к некоторому истощ ению запасов з а ­ лежи, которое вы р аж ается в сниж ении нефтенасы щ енности в преде­ лах ее первоначального объема. П ри монотонно падаю щ ем дебите сква­ жин газовый ф ак то р вн ач але р астет до некоторого м аксим ального значения, затем происходит его неуклонное падение. При некотором значении дебита реж им растворенного газа см еняется реж имом грави­ тационным либо водонапорным.

Техника добычи долж на стрем иться к продлению периода безвод­ ной эксплуатации залеж и . С точки зр ен и я динамики добычи отбор воды из пласта равноценен отбору такого ж е количества неф ти, так как вме­ сте с извлечением воды тер яется некоторая часть упругой пластовой энергии. По этой причине появление воды в скваж инах сокращ ает про­ должительность фонтанного периода добычи и вы зы вает необходимость перехода на механизированную добычу.

9.6.Д О БЫ Ч А ТЯ Ж ЕЛ О Й НЕФТИ И БИТУМ ОВ

Высокие цены на углеводородное сы рье делаю т рентабель­ ными практически лю бые проекты по его добыче. Ведущ ие неф тедобы ­ вающие компании рассм атриваю т как стратегический резерв тяж ел ы е сорта нефти и битумы. М ировые геологические запасы тяж ел ы х угле­ водородов всех категорий оцениваю тся в 4,7 трлн баррелей нефтяного эквивалента. И з них 1,0 трлн баррелей являю тся извлекаем ы м и, что примерно равно мировым ресурсам обычных сортов нефти.

Тяжелая неф ть и природны е битумы представляю т собой продук­ ты выветривания неф ти или разлож и вш и еся флю иды . К природным битумам относятся мальты , асф альты , киры, кериты и другие разно ­ видности, представляю щ ие собой разны е стадии разруш ен и я нефти. Основные стадии преобразования неф ти примерно такие. Л егкая м ало-

см олистая неф ть в отсутствии свободного кислорода через процессы микробного окисления п ревращ ается в тяж елую нефть, богатую смолоасф альтеновы м и вещ ествами. В следствие последую щ его излияния этой неф ти на поверхность или доступа воды биохимическое окисле­ ние дополняется химическим окислением и ф изическим выветривани­ ем. В результате неф ть утрачивает свой определяю щ ий признак — пре­ имущ ественно углеводородный состав. Таким образом, неф ть превра­ щ а е т с я в в я зк у ю и л и тв е р д у ю м ал ьту . П р о д у к то м дальнейшей преобразования м альт за счет окисления м асел и конденсации смол яв­ ляю тся асф альты .

Ряд «м альты -асф альты » составляет подавляю щ ую массу первичны:-: продуктов преобразования неф ти. С ущ ествую т пластовы е залежи, ко­ торы е образовались в м естах залегания первичной нефти. Существуют i покровные залеж и , образовавш иеся в р езу л ьтате преобразования не­ ф ти, изливш ейся на поверхность. В случае крупны х масс излившейся неф ти образую тся асф альтовы е озера.

В основу классиф икации тяж ел ы х сортов неф ти положена вязкость. В язкость тяж ел ы х сортов категории «А» колеблется в пределах от 10 до 100 сП, а сверхтяж елы х категории «В» — от 100 до 104 сП. Эти две категории вклю чаю т все так назы ваем ы е подвиж ны е сорта нефти, раз­ работку которы х можно вести без дополнительного подогрева.

В ы соковязкие углеводороды категор и и «С» явл яю тся битумами. В пластовы х условиях они представляю т собой засты вш ее вещество, и их добыча ведется терм ическим и м етодам и или методом карьерной разработки. К категории «D» относятся битуминозны е пески, прирав­ ненные к материнским породам и добываемы е либо карьерным спосо­ бом, либо через скваж ины методом внутрипластового горения.

М ировая наука считает тяж елую неф ть и природный битум основ­ ным сы рьем д ля энергетики X X II в. П римерно половина нефтедобыва­ ющ их стран н аряду с легкими добы вает и тяж ел ы е сорта нефти, при­ м еняя терм ические и хим ические м етоды повы ш ения нефтеотдачи. Больш инство традиционны х разновидностей неф ти содержит от 15 до 25 % бензиновых ф ракций, вы кипаю щ их до 180 °С. В тяж елой нефти бен­ зиновые ф ракции отсутствую т.

Самые крупны е м есторож дения тя ж ел ы х и сверхтяж елы х сортов н еф ти сосредоточены в ры хлы х песках П ояса Ориноко (Венесуэла) и в битум инозны х песчаниках провинции А льберта (Канада), Венесуэ­ ла закан чи вает количественную и м еж дународную сертификацию за­ л еж ей тяж ел ой и сверхтяж елой неф ти в бассейне реки Ориноко. Сей­ час здесь добы вается около 500 тыс. баррелей неф ти в сутки из неф-