Разработка нефтяных и газовых месторождений 3

приурочена к пластам, залегающим на глубине от 50 до 400 м и охватывающим почти весь разрез пермской системы. Битумы тяжелые

(плотность 962,6–1081 кг/м3), высоковязкие (до десятков и сотен тысяч мПа·с), высокосмолистые (19,4–48,0%) и сернистые (1,7–8,0%).

Битумная часть пермских отложений представляет собой сложнопостроенную толщу карбонатных и терригенных коллекторов, образующих природные резервуары с широким диапазоном коллекторских свойств. Другие регионы сосредоточения природных битумов представлены территориями Самарской, Оренбургской областей, Северного Сахалина, Северного Кавказа, Республики Коми и некоторыми областями Сибири.

Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья,

климатогеографическими условиями и т.д. Условно их можно подразделить на три, неравноценные по объему внедрения, группы:

1 – карьерный и шахтный способы разработки;

2 – так называемые «холодные» способы добычи;

3 – тепловые методы добычи.

1.2.1 Карьерный и шахтный способы разработки

Залежи природных битумов разрабатывают открытыми (карьерными или рудничными) и подземными (шахтными, шахтно-

скважинными) методами.

Твердые битуминозные сланцы могут залегать почти у поверхности земли, однако глубина залегания битуминозных пород может достигать и до 750 м (месторождение Пис Ривер, Канада), а порой и более того. Как правило, глубина разработки не превышает 150–200 м.,

а зачастую разработка ведется и на меньших глубинах.

Добыча нефти карьерным методом состоит из двух основных операций: выемки нефтеносной породы и транспортировки на обогатительную фабрику с последующим извлечением нефти. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, и после проведения дополнительных работ по получению из породы углеводородов, обеспечивается высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85%. Для выемки породы применяют землеройные машины-экскаваторы, скреперы,

Консорциум « Н е д р а »

бульдозеры и т.п.

Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная – с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная – с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках.

1.2.2«Холодные» способы добычи

Ксовременным «холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод «CHOPS»,

предполагающий добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка (месторождение Ллойдминстер, Канада). Применение метода CHOPS не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент нефтеотдачи в этом случае, как правило, не превышает 10%. При холодной добыче успешно используется специализированное насосное оборудование

(например, установки винтовых насосов), с помощью которого производится откачка специально созданной смеси пластового флюида и песка. Добыча песка приводит к возникновению длинных каналов, или «червоточин», обладающих высокой проницаемостью. Опыт показывает, что некоторые каналы могут отходить в стороны от эксплуатационной скважины на расстояние до 200 м. Сочетание пенистости нефти с высокопроницаемыми каналами обуславливает высокие коэффициенты извлечения и высокие дебиты, наблюдаемые у большинства нефтеносных пластов месторождения Ллойдминстер.

Несмотря на коммерческий успех технологии холодной добычи, существует ряд признаков, по которым можно судить о вероятном достижении предела ее возможностей. Причиной такого снижения добычи являются следующие факторы:

отсутствие новых месторождений, пригодных для разработки с применением методики холодной добычи;

обводнение скважин за счет притока воды по сети каналов;

снижение пластового давления и энергии пластов;

низкий приток жидкости и высокий газовый фактор;

невозможность эксплуатации скважин дольше 7–8 лет в силу вышеуказанных причин.

1.2.3 Тепловые методы разработки

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два принципиально различных вида. Первый, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств – обычно типа ТЭНов) с последующим перемещением фронта горения путём нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Второй, наиболее широко применяемый в России и за рубежом,

основанный на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты.

Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая – основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименования: паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) Вторая – на паротепловой обработке призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар.

Консорциум « Н е д р а »

ЗАДАНИЕ №2.

Выделение объектов разработки

Углеводородные месторождения – это локализованные в земной коре скопления углеводородов в промышленном объеме, связанные с одной и/или несколькими геологическими структурами низшего порядка, приуроченными к одному и тому же географическому объекту.

Под залежами понимаются единичные естественные локальные скопления углеводородов в одном и/или нескольких пластах-коллекторах (горных породах, способных содержать и пропускать жидкую фазу при создании депрессии в области фильтрации)

представляющих собой единое гидродинамическое тело, т.е. сообщающихся друг с другом, а

также ограниченных по кровле и подошве плотными глинистыми непроницаемыми породами-покрышками.

Объект разработки — в отличии от залежи, это искусственно выделенное (то есть человеком, а не природой) в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин, то есть объект разрабатывается «своей сеткой скважин». В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные, т. е. разрабатываемые в данное время и возвратные, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

При выделении объектов, для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Эта система, которая обеспечивает наиболее полное извлечение нефти при наименьших затратах.

Системой разработки месторождения является 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 и т.д.

При обосновании объектов разработки в первую очередь учитываются следующие факторы:

1. Геолого-физические характеристика коллекторов – глубина залегания продуктивных отложений, общая и эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость,

неоднородность коллекторов и др.

Нецелесообразно разрабатывать как один объект пласты, резко отличающиеся по

Консорциум « Н е д р а »

проницаемости, общей и эффективной толщине, глубине залегания, а также неоднородности.

Объединение двух пластов с различными глубинами, то есть с различными давлениями,

приведут к отсутствию притока из пласта с меньшим давлением.

Необходимо учитывать, что для залежей с различной геолого-физической характеристикой могут применяться, различны способы воздействия. Так для низкопроницаемых коллекторов может использоваться гидроразрыв пласта (ГРП) для создания дополнительных фильтрационных каналов (трещин), что в условиях высокопроницаемых залежей может привести к преждевременному обводнению; для обработки карбонатных коллекторов применяется соляно-кислотных обработка (СКО), тогда как для обработки терригенных коллекторов необходимо применение глинокислотной обработки (ГКО) – воздействие смесью соляной и плавиковой кислот, так как соляная кислота не взаимодействует со скелетом терригенной породы и т.д.

2. Физико-химические свойства нефти, газа и воды – вязкость, плотность, различное содержание парафина, сероводорода в нефти, химическая совместимость пластовых вод.

Нецелесообразно объединять пласты, с различной вязкостью нефти, так как их необходимо разрабатывать с применением различных технологий извлечения нефти из недр и различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Чем выше вязкость, тем более плотная сетка скважин применяется. Также химическая несовместимость пластовых систем может привести к выпадению нежелательных осадков и кальмотации (засорению)

призабойных зон.

3. Нецелесообразно объединять пласты с различным фазовым состоянием углеводородов и режимами пластовой энергии. Так, если извлечение нефти из одной залежи происходит за счет вытесняющей способности газовой шапки, а из другой под действием естественного напора подошвенных вод, потребуются различные схемы расположения и число скважин, а также различные технологии извлечения нефти и газа. Кроме того,

нежелательно объединение в один объект разработки газовых и нефтяных залежей, по тем же причинам.

4.Условия разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи пласта.

5.Нецелесообразно объединять пласты с различной техникой и технологией эксплуатации скважин.

При выделении объектов разработки придерживаются следующей последовательности.

Согласно приведенным выше факторам, группирование пластов в объекты разработки

Консорциум « Н е д р а »

происходит по следующей последовательности:

-учитываются глубине залегания и толщина продуктивных отложений;

-учитываются фильтрационные параметры пластовых систем по проницаемости

(единица измерения проницаемости в системе СИ - м2, промысловая единица - Дарси (Д), 1Д = 1,02мкм2 = 1,02.10-12м2). Проницаемость горных пород меняется в широких пределах:

крупнозернистый песчаник - 0.1-1 мкм2 и более, плотные песчаники - 0.05-0.001 мкм2; - производится сопоставление физико-химических свойств и состава пластовых вод и

нефти, По величине вязкости пластовой нефти различают:

-нефти незначительной вязкости - н < 1 мПа с;

-маловязкие -1< н 5 мПа с;

-с повышенной вязкостью - 5< н 30 мПа с;

-высоковязкие - н > 30 мПа с.

Далее определяется последовательность ввода в разработку и самостоятельность объектов. Выделяются самостоятельные залежи, то есть те которые будут разрабатываться собственной сеткой скважин и возвратные. К возвратным относятся, как правило,

невыдержанные сильно прерывистые по площади линзовидные залежи с небольшими извлекаемыми запасами (менее 1 млн тонн), разрабатываемые транзитными скважинами,

пробуренными на другие горизонты и переведенными на возвратный объект, после выработки запасов из основных объектов. Часто возвратными объектами являются пласты,

разработка которых самостоятельной сеткой скважин является нерентабельной и их нельзя объединить в один объект разработки с другими залежами месторождения.

Следует учитывать, 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.

Консорциум « Н е д р а »

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Месторождения 2

Обоснование выделения объектов: по приведенным в табл. 1 параметрам, в один объект можно выделить пласты 1 и 2, так как они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали.

Пласты 3 и 4 так же можно объединить в один объект разработки, так как они имеют одинаковые значения проницаемости, вязкости нефти и так же находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали.

Консорциум « Н е д р а »

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

Консорциум « Н е д р а »

ЗАДАНИЕ №3.

Выделения и описания стадий разработки

Теоретическая часть Построение графиков основных технологических показателей разработки и изучение

на их основе выделения стадий разработки и характерных типов выработки запасов График основных технологических параметров разработки составляется для

эксплуатационного объекта или месторождения в целом и представляет собой комплекс кривых, отражающих динамику основных годовых показателей разработки. На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти (газа), жидкости,

обводненности продукции, действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин,

закачка рабочего агента, пластовое давление.

Разработка нефтяных месторождений условно делится на четыре стадии (рис. 2) по добыче нефти.

Первая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию. Характеризуется ростом добычи нефти, происходит разбуривание и обустройство месторождения. На этой стадии обеспечивается ввод в разработку новых добывающих скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в течении первой стадии добывается безводная нефть,

наблюдается некоторое падение пластового давления вследствие роста добычи. За окончание стадии, принимается точка резкого перегиба кривой добычи нефти или темпа разработки.

График разработки залежи Вторая стадия – стабилизация добычи нефти. Характеризуется максимальной

добычей нефти (газа). Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период разработки как можно дольше. Для этого выполняются различные геолого-технические мероприятия (ГТМ). Происходит добуривание резервного фонда скважин. Вводится и обустраивается система заводнения (при необходимости).

Третья стадия – падающая добыча нефти (газа), характеризуется значительным и относительно высокими темпами роста обводненности и падения добычи нефти (газа)

вследствие подтягивания подошвенных вод к забою добывающих скважин. Наблюдается

Консорциум « Н е д р а »