УП 1 Мусин
.pdf
|
|
|
Логарифмически нормальный закон распределения |
НИ |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
f (k) = |
|
1 |
|
|
exp(−в2 ) , |
|
|
0 ≤ к ≤ ∞ |
(1.21) |
||||||||
|
|
|
|
σ k |
|
2π |
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
1 |
[1+ erf (в)], |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
F(k) = |
|
|
|
|
|
|
(1.22) |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
|
|
|
|
в = ln k − ln kср . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
σ |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
На рис. 1.11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
показан график плотности логнормального распределе- |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
ния проницаемости, а на рис.1.12 – интегральная кривая распределения. |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 1.11. График плотности логнормальногоо |
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
распределения прон |
цаемост |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
л |
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
f(k) |
|
0,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
0,4 |
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
0,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0 |
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0 |
|
0,5 |
1 |
1,5 |
|
2 |
|
2,5 |
|
3 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к,мкм2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кср-0.8 мкм2; σ=0.5 |
|
кср=0.6 мкм2; σ=0.5 |
|
||||||||
|
|
|
кср=0.8 мкм2; σ=0.7 |
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
тр |
о |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 1.12. Интегральная кривая логнормального распределения |
|
НИ |
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
проницаемости |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
1.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
||
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ед. |
0.8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|||
|
доли |
0.6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
F(k), |
0.4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
0.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|||
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
0 |
|
|
0.5 |
|
1 |
|
1.5 |
|
2 |
|
2.5 |
|
3 |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к, мкм2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
кср=0.8 мкм2;σ =0.7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кср=0.6 мкм2; σ=0.5 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
кср=0.8 мкм2;σ =0.5 |
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
л |
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гамма – распределение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
f (k) |
= kα -1е−k / β , |
|
|
|
|
|
|
|
(1.23) |
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
0 ≤ к ≤ ∞ |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
Гçæα ÷ö |
βα |
|
|
|
б |
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
è |
ø |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гçæα ÷ö |
=∞e−х |
хα −1dx |
|
, |
|
|
α>0, x>0 |
|
|
(1.24) |
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
è |
ø |
|
|
ò |
|
|
н |
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
F |
æ |
ö |
k |
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.25) |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
ç |
÷ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
èk |
ø= ò |
f (k)dk |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
асп еделениео |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
Гамма- |
|
при β= 1/α |
называется распределением Пирсона |
|||||||||||||||||||||
|
|
111 |
ипа. Параметр распределения α равен обратной величине квадра- |
|||||||||||||||||||||||
|
|
та коэффициента вариации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
тр |
|
α =1/v2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.26) |
|
|
|||||
|
|
В.Д. Лысенко и Р.Г. Хамзин через параметр с обозначают |
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
к |
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с=1/ β=1/ v , т.е. с= α=1/ v |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
Наерис. 1.13 |
показан график плотности гамма распределения |
прони- |
||||||||||||||||||||||
|
цаемости, а на рис.1.14 – интегральная кривая распределения. |
|
|
|||||||||||||||||||||||
Э |
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 1.13. График плотности гамма- |
|
|
НИ |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
распределения. α=1,43; |
β=0,7 |
|
АГ |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
0,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
||
|
|
|
|
|
f(k) |
0,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
0,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
0,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
0,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
т |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
0,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
0,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
0 |
0 |
|
|
|
0,5 |
1 |
|
1,5 |
|
2 |
|
2,5 |
3 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к, мкм^2 |
о |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис.1.14. Интегральная кривая гамма-распределения |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
α=1,43; |
|
β=0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
и |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
0.9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0.8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
0.7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
0.6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
F(k) |
0.5 |
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
0.4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0.3 |
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
0.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
0.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
0 |
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
0 |
0.5 |
1 |
|
1.5 |
|
2 |
|
2.5 |
|
3 |
|
3.5 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к, мкм2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
При отборе нефти из залежи происходит движение жидкости в пласте к забоям скважин. В зависимости от геологического строения место-
рождения и условий залегания нефти и газа фильтрация их к скважинам |
|||||
происходит под действием различных видов пластовой энергии |
НИ |
||||
∙ напора подошвенных и краевых вод, |
|
|
|
|
|
∙ энергии сжатых газов газовой шапки, |
|
|
|
|
|
∙ упругой энергии сжатых горных пород и пластовых жидкостейАГ , |
|||||
∙ под действием капиллярных сил, |
|
|
|
|
|
∙ |
под действием сил гравитации, |
|
е |
|
|
∙ |
|
|
путем нагнетания в |
||
за счет поддержания пластового давления |
|||||
|
|
т |
|
ка |
|
|
пласт различных вытесняющих агентов. |
|
|
||
|
о |
|
|
|
|
Пластовая энергия расходуется на преодоление сопротивления, возникающего за счет сил трения при движении жидк сти и газа в пористой среде, и на подъем их по стволу скважины на п верхность.
|
л |
пластов |
1.5. Режимы работы нефтяныхи |
||
б |
|
|
Режимом работы нефтяного пласта называется проявление в преоб- |
||
ладающей форме пластовой энерг в процессе его разработки. Наиболее |
|
|
б |
распространенными в практике разработки нефтяных месторождений ре- |
|
жимами пластов являются упругий,иестественный упруго - водонапорный, |
|
ая |
|
газонапорный, режим растворенного газа и режим искусственного под- |
|
держания пластового давления. |
|
При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счет |
|
упругого расширения жидкостей и уменьшения порового объема при снижении пластовогондавления, приводящего к деформации горных по-
род. Этот режим проявляется в замкнутых чисто нефтяных пластах. Пла-
стовое давление в да |
ом режиме остается выше давления насыщения га- |
|||
за. |
|
о |
|
|
При разраб ткен |
нефтяных пластов с обширной законтурной водо- |
|||
|
||||
|
тр |
|
|
|
носной областью и в пластах с подошвенной водой возникает естественный уп уго - водонапорный режим. Данный режим может продолжаться кдос а очно долго и обеспечить извлечение из пласта значительной части запасов нефти при условии хорошей гидродинамической связи законтурнойе области с нефтенасыщенной зоной пласта и сравнительно небольшихл размеров залежи нефти.
24
Э
ления ниже давления насыщения газа, когда выделившийся из нефтиНИгаз остается в виде пузырьков. В процессе отбора нефти из пласта пластовое
Газонапорный режим характеризуется процессом вытеснения неф-
ти из пласта к скважинам под действием энергии расширения газа газовой шапки.
Режим растворенного газа возникает при падении пластового дав-
тесняет нефть, пока он находится в порах в виде пузырьковАГ. По мере дальнейшего увеличения насыщенности пор газом он быстро приобретает
давление постепенно снижается во всей залежи ниже давления насыщения
нефти газом. Выделившийся свободный газ, расширяясь, эффективно вы-
подвижность, образуются газонасыщенные каналы и газ начинает прорываться в скважины. При этом эффективность вытеснения нефти резко
ухудшается, запасы растворенного газа истощаются. В р жиме растворен- |
|||
|
|
|
ка |
ного газа удается извлечь из пласта всего до 15-20 % запасов нефти. |
|||
|
|
е |
|
В наклонных пластах, когда оказываются ис ощенными и упругая |
|||
энергия, и энергия выделившегося газа, нефть изт |
пласта под действием |
||
и |
о |
|
|
гравитационных сил стекает на забой и звлекается из пласта. Такой режим пласта называется гравитационным реж мом.
В настоящее время большинство месторождений нефти разрабатываются |
||
|
б |
|
в режиме искусственного поддержания п астового давления путем закач- |
||
и |
|
вода позволяет од- |
ки в пласт воды, газа и других агентов. Закачиваемаял |
||
новременно восполнять энергию пласта и эффективно вытеснять нефть из |
||||
порового пространства. |
ая |
б |
||
|
||||
|
|
|
Глава 2 |
|
|
|
|
|
|
|
СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ |
|||
|
|
н |
|
|
|
|
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ |
||
|
|
н |
|
|
|
|
2.1. Объект и система разработки |
||
Нефтяные месторождения – это промышленные скопления углево- |
||||
|
тр |
|
|
|
дородов в земн й к ре, приуроченные к одной или нескольким геологи- |
||||
ческим ст уктуоам, находящимся вблизи одного и того же географическо- |
||||
го пунк а. |
|
|
|
|
к |
|
|
|
|
Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распро-
стран ние и различные геолого-физические свойства. Во многих случаях |
|
л |
|
отдельные нефтеносные пласты разделены значительными толщами не- |
|
проницаемыхе |
пород, а иногда находятся на отдельных участках месторо- |
ждения.
25
Э
Приступая к разработке нефтяного месторождения, нефтедобываюНИ- щая компания должна обосновать три основных стратегические задачи, отвечающие максимально возможной степени выработки запасов нефти с приемлемой рентабельностью при применении наиболее прогрессивных
Обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабаты-
вают различными группами скважин, иногда и разными технологиями.
методов, техники и технологии извлечения нефти: |
|
|
АГ |
||
∙ |
выделить объекты разработки; |
|
|
||
∙ |
обосновать систему разработки месторождения; |
||||
∙ обосновать технологию разработки месторождения. |
|
|
|||
|
Эксплуатационный объект разработки – это ис усственно выде- |
||||
|
|
|
е |
|
|
ленное в пределах данного месторождения геологичес ое образование |
|||||
|
|
т |
|
|
|
(продуктивный пласт, часть пласта, группа пластов), извлечениека |
нефти из |
||||
которых осуществляется самостоятельной (своей) се кой скважин. В объ- |
|||||
|
о |
|
|
|
|
ект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. С точки зрения экономии металла, труб и других материа-
лов для бурения и обустройства месторожден я, т.е. капитальных затрат, |
|
|
л |
желательно включить в один объект разработки как можно большее число |
|
пластов. Если в объект разработки вк ючитьи все пласты в пределах ме- |
|
б |
|
сторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны. |
|
Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет процесс |
|
извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и в ряде случаев при- |
|
б |
|
водит к снижению извлекаемых запасов нефти в целом по объекту. По- |
|
этому обоснование выделения о ъектови |
разработки является одной из от- |
ветственных стратегических задач разработки нефтяного месторождения. Объекты разработки иногда подразделяют на самостоятельный и
возвратный.
Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты,
ми. При небольшой толщине пластов и наличии зон слияния, осложняю-
имеющие значительную толщину с мощными непроницаемыми раздела- |
|
н |
ая |
щих раздельное аг етание воды в каждый пласт и регулирование процес-
сов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объ- |
|||
ект. |
|
|
н |
|
При выделении объектов разработки следует учитывать следующие |
||
факторы: |
о |
|
|
|
|
||
|
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. В |
||
один объек трт разработки можно включить пласты, имеющие близкие литологичес ие характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, величины начальных приведенных пластовых давлений
и совпадающиее в плане площади нефтеносности. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщинам, а также начальному
пластовомул давлению пласты нецелесообразно объединить в один объ-
26
Э
ект. Сильно различающиеся по площадной и послойной неоднородности пласты тоже нецелесообразно объединять в один объект разработки. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давле-
нию, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки за- |
||
|
|
АГ |
пасов нефти и изменению обводнённости продукции скважин, поэтому |
||
включение их в один объект разработки неизбежно приведет к снижениюНИ |
||
нефтеотдачи в целом по объекту. |
|
|
В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов |
||
|
ка |
|
нефтяных месторождений было замечено, что средний коэффициент продуктивности скважин Кпсов, эксплуатирующих несколько пл стов совместно, меньше суммы Кпсум средних коэффициентов проду тивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно. Физичес ая сущность этого явления изучена недостаточно. Ряд иссл доват лей считает, что
снижение продуктивности происходит из-за пер оков жидкости между |
|||
|
|
о |
сопротив- |
пластами, другие объясняют потерями за счет гидравлическихе |
|||
лений в стволе скважин, некоторые исслед вателитбъясняют это взаимо- |
|||
влиянием эксплуатируемых пластов. |
и |
|
|
|
|
|
|
Например, на Западно-Сургутском месторождении снижение сред- |
|||
ции пластов БС1+БС2-3 и БС1+БС10 состав ляет (17-30) кг/(сут · МПа), а при совместной эксплуатации трех пластов БС1+БС2-3 +БС10 снижение продук-
них коэффициентов продуктивности скважин при совместной эксплуата-
тивности скважин достигает до 52,1 кгб/(сут · МПа). (см. /11/, стр. 98). Если в один эксплуатационный объект объединяются большое количество
пластов, максимальное значение уменьшения коэффициента продуктив- |
||
|
|
и |
ности скважин при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раз- |
||
дельной достигает 35-45 %. |
б |
|
|
|
|
2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содер-
жащие нефть с неодин ковыми свойствами, например, по вязкости, неце- |
||
|
н |
|
лесообразно объединять в один объект разработки, так как для извлече- |
||
н |
|
применять разные технологии воздейст- |
ния продукции необходимоая |
||
вия на них, требующие различную систему расположения и различную плотность сетки скважин.
Существенн е значение при выделении объектов имеют физико- |
|
тр |
|
химические св йства пластовых вод, их возможность смешения. Напри- |
|
мер, закачка водыо |
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, |
|
н льзя объединитьк |
в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт |
с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект не- |
|
л |
е |
|
|
|
27 |
Э
целесообразно, 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) |
|
АГ |
|
5.Технология разработки и техникатехнология эксплуатации сква- |
|||
жин (если пласты рентабельно разрабатывать самостоятельно, то их объеНИ- |
|||
динять нецелесообразно) |
|
|
|
Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, |
|||
|
|
ка |
|
предварительно установленная по перечисленным геологическим признакам, далее уточняется технологическим анализом и техникоэкономическими расчетами.
Одним из последних достижений в технике и технологии добычи
плуатации пластов. При этой технологии скважинатможет добывать нефть
является технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пла-
стов. Применение такой |
технологии позволяет совм стить достоинства |
||
разукрупнения объектов |
|
о |
совместной экс- |
разработки с достоинс вамие |
|||
|
и |
|
|
из двух объектов одновременно, обеспеч вая на каждый из объектов свое
этом наиболее экономична однолифтоваялмодификация ОРЭ, когда сме-
оптимальное именно для этого объекта воздействие. Таким образом, по-
тери извлекаемых запасов не происходит, а рентабельность процесса по- |
|
|
б |
вышается за счет уменьшения количества необходимых скважин. При |
|
и |
|
шение добываемых из двух объектов флюидов происходит в одной НКТ в скважине. Однако, эта модификацб я осложняет процесс контроля за раз-
работкой отдельных объектов и, кроме того, неприменима при сущест-
нерных решений: выделеаяие объектов и установление последовательности
венных 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. |
|
|
н |
Система разр ботки - это совокупность взаимосвязанных инже- |
|
н |
|
их разбуривания и разработки; обоснование методов воздействия на пласты и режимов разработки, т.е. технологии разработки; обоснование сет-
ки, соотношения и геометрии расположения нагнетательных и добываю- |
||
|
тр |
б снование основных способов контроля и управления |
щих скважин; |
||
процессом аз |
оаботки. |
|
Технология извлечения нефти из недр определяется механиз- |
||
к |
|
|
мом, приводящим в движение нефть и газ в пласте. В природных условиях - еэто вытеснение нефти водой или газом, содержащимся в газовой шапке или выделяющимся из нефти. Эффективность технологии разработки характл ризуется полнотой извлечения запасов нефти. С целью увеличения нефтеотдачи применяют различные методы воздействия на пласт:
28
закачку воды, газа, различных химических реагентов, теплоносителей, создание движущегося фронта горения и др.
Процесс разработки месторождения регулируют, изменяя общее число и соотношение добывающих и нагнетательных скважин, их вза-
имное расположение на площади, устанавливая различные режимы ра- |
||
боты скважин в процессе их эксплуатации. |
|
НИ |
На практике системы разработки нефтяных месторождений разли- |
||
чают по двум наиболее характерным признакам: |
АГ |
|
-наличию или отсутствию воздействия на пласт;
-по расположению скважин.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
По геометрии расположения скважин на площади выделяют сис- |
||||||||||||
|
темы с равномерной и неравномерной расстановкой с важин. |
|||||||||||||
|
|
|
Для систем с равномерной расстановкой скважин характерно их |
|||||||||||
|
расположение по правильным геометрическим с кам, обеспечивающим |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
высокую степень вскрываемости отдельных линзеколлекторов: квад- |
|||||||||||||
|
ратной или треугольной (рис. |
2.1-2.2) Каждая изтних имеет свои пре- |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
имущества и недостатки. При последовательном сгущении треуголь- |
|||||||||||||
|
ной сетки на каждом этапе число скваж н возрастает в 3 раза. |
|||||||||||||
|
Квадратная сетка гибкая при сгущении, на каждом этапе число сква- |
|||||||||||||
|
жин удваивается. |
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
||||
|
|
Поэтому квадратные сетки нашли более широкое |
||||||||||||
|
применение на практике. |
|
и |
|
л |
|
|
|||||||
|
|
|
Для объектов с двумя пластами целесообразно бурение скважин по |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
квадратной сетке, а для объектов с тремя пластами – по треугольной. |
|||||||||||||
|
|
|
Для систем с неравномерным расположением скважин пред- |
|||||||||||
|
полагают разработку залежей цепочками или рядами скважин, парал- |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
лельными контуру нефтеносности или рядам нагнетательных скважин. |
|||||||||||||
|
Расстояния между скважинами в рядах и между рядами неодинаковые. |
|||||||||||||
|
В России и странах ближнего зарубежья многие месторождения разра- |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
батываются с применением рядных систем. |
|
||||||||||||
|
|
|
|
тр |
о |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
е |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Э |
|
|
|
|
Рис. 2.1. Прямоугольная сетка скважин |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
29 |
|
|
|
|
Э
|
|
|
|
АГ |
НИ |
|
|
|
ка |
|
|
Рис. 2.2. Треугольная сетка скважин |
|
|
|||
|
|
|
|||
По методу воздействия различают системы разработки без воздей- |
|||||
ствия и с воздействием на пласт |
|
о |
в процессе разра- |
||
Системы без воздействия на пласт используюте |
|||||
ботки нефтяных месторождений естественную пластовуют |
энергию. Та- |
||||
|
и |
|
|
|
|
кие системы в России применяют в редких случаях. Лучшие результаты |
|||||
достигаются в условиях упруговодонапорного и газонапорного режи- |
||
мов, обеспечивающих высокую степень нефтеизвлечения. |
||
|
б |
|
Наиболее распространены в нашей стране системы с воздействием |
||
на пласт путем закачки в него воды. |
|
л |
и |
|
|
Каждую систему разработки можно характеризовать пятью основными параметрами, величина которых обосновывается в процессе составления технологической схемы разра отки месторождения:
1.Фонд скважин - общее число скважин всех категорий, пробурен- |
|
ных на эксплуатационном объектеб |
. Эксплуатационный фонд скважин- |
общее число нагнетательных, добывающих и находящихся в освоении
скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки ме- |
||
|
н |
|
сторождения. Эксплу т ционный фонд скважин подразделяется на ос- |
||
н |
|
ая |
новной и резервный. |
|
|
Под основ ым фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки.
Резервный ф нд планируют с целью вовлечения в разработку вы-
скважин этрого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывис ос и, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.
явленных во время исследований отдельных линз коллектора и для |
|
повышения эффективностио |
системы воздействия на пласт. Число |
|
Наряду с основным, выделяются контрольные, оценочные, специаль- |
|
к |
ные скважины и скважины-дублеры. |
|
|
еК контрольным относятся наблюдательные и пьезометрические |
скважины. |
|
л |
|
|
30 |