НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

энергетическая характеристика пласта, его связь с законтурной областью, неоднородность, активность пластовых вод и т.п.

3. Контроль и регулирование разработки эксплуатационных объектов. Выбор оптимального варианта выделения эксплуатационного объекта возможен только при условии контроля и регулирования его разработки, за счет чего обеспечиваются рациональные условия его выработки. Основная задача контроля и регулирования разработки многопластовых эксплуатационных объектов заключается в максимальном извлечении нефти из недр. При этом определяются: характер профилей отдачи и притока в скважинах; количество нефти и жидкости, отобранной соответственно из каждого пласта эксплуатационного объекта; количество закачанной воды; по мощности объекта - характер распределения жидкости по стволу скважины, характер обводнения объекта; закономерность изменения давления по его объему; параметры каждого пласта, входящего в эксплуатационный объект. В соответствии с этим решаются задачи по регулированию разработки объекта эксплуатации - закачке воды и отбору нефти; увеличению давления закачки воды; переносу фронта нагнетания воды и т.п.

4. Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи. Выбор каждого эксплуатационного объекта должен предусматривать возможность применения методов повышения нефтеотдачи: закачки ПАВ, газа высоких давлений, углекислоты, пен, воды повышенной вязкости, сжигания порохов, создания движущегося очага горения и т.п.

11.6.3. Технические факторы Среди этой группы внимание обращается на следующие факторы.

1.Способ и технические возможности эксплуатации. Учет способа эксплуатации - обязательное условие при выборе эксплуатационных объектов. Естественно, что не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации пласты с различными способами эксплуатации, например, фонтанным и глубиннона-сосным. В зависимости от дебитов нефти, депрессий на пласт выбирают и соответствующее оборудование.- При этом учитывается возможность образования песчаных пробок, слом эксплуатационных колонн и т.п.

2.Расчет диаметра эксплуатационных колонн. Выбор и расчет диаметра эксплуатационных колонн производят в зависимости от дебитов скважин, намечаемого к спуску в них соответствующего

-278-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

оборудования,.например, ЭЦН. При спуске нескольких рядов НКТ на каждый продуктивный пласт или эксплуатационный объект при ОРЭ (одновременно-раздельной эксплуатации) диаметр эксплуатационных колонн может быть увеличен до 203,2 - 254 мм.

3.Выбор диаметра насосно-компрессорных труб. Этот фактор имеет большое значение при эксплуатации как одного, так и нескольких продуктивных пластов. Например, небольшой диаметр НКТ при больших дебитах эксплуатационного объекта приведет к большим гидравлическим потерям, наоборот, слишком большой диаметр НКТ - к преждевременному прекращению фонтани-рования скважин.

4.Возможность одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Прежде всего рассматриваются геолого-промысловые особенности пластов для оценки возможности внедрения ОРЭ, после чего детально характеризуются необходимое оборудование, разработанное соответствующими организациями, и возможность его применения на данном месторождении.

5.Изоляция обводнившихся пластов. В процессе эксплуатации многопластовых эксплуатационных объектов контурные воды постепенно подтягиваются, обводняя отдельные интервалы объекта.

Вэтом случае решаются все варианты изоляции части таких объектов, а иногда и в целом одного из обводнившихся пластов, особенно самых нижних.

6.Выбор и применение приборов для контроля за состоянием выработки каждого пласта.

Объединение в один эксплуатационный объект пластов со значительными мощностями требует создания и использования приборов с целью контроля и регулирования разработки залежи каждого пласта, эксплуатационного объекта в целом. В этом случае должны быть выбраны определенные типы дебитомеров, расходомеров, высокочувствительных термометров, влагомеров, плотномеров, глубинных манометров, позволяющих выявить работающие мощности, распределение жидкости по стволу скважины, раздел нефть-вода в скважине и т.п.

11.6.4. Гидродинамические факторы

Среди них необходимо отметить следующие: 1) установление годовой добычи по залежи каждого пласта; 2) динамику добычи нефти по каждому пласту до конца разработки; 3) установление производительности, а затем годовой добычи объединяемых в эксплуатационный объект продуктивных пластов; 4) динамику добычи нефти, воды в целом по месторождению; 5) расчет

-279

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;

6)продолжительность отдельных стадий разработки месторождения;

7)определение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с учетом ее по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

Гидродинамические расчеты могут проводиться по методикам ВНИИ, Гипровостокнефти, Татнипинефти, УНИ. Методика гидродинамических расчетов при совместной эксплуатации нескольких пластов разработана еще недостаточно, слабо учитываются геологопромысловые особенности, взаимовлияние

пластов. Совершенствование методики гидродинамических расчетов при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект позволит более объективно решать вопрос о наиболее оптимальном варианте подобного совмещения.

11.6.5.Экономические факторы

Вэтой группе факторов прежде всего учитываются:

1) природно-климатические условия того или иного многопластового месторождения (например, Западная Сибирь, Республика Коми и Краснодарский край); 2) технико-экономические (с учетом природноклиматических условий) нормативы на бурение скважин и обустройство месторождения; 3) результаты гидродинамических расчетов. После этого производят следующие расчеты.

1.Находят технико-экономические показатели разработки по каждому варианту выделения эксплуатационных объектов и всего месторождения в целом, состоящие из капитальных затрат на бурение добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин, капитальных вложений в промысловое обустройство, а также затрат на одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ).

2.Рассчитывают себестоимость нефти, удельные капитальные вложения, приведенные затраты, прибыль за основной период

разработки и за 10 лет эксплуатации с учетом энергетических затрат, амортизации скважин, амортизации прочих основных средств, расходов по: подземному ремонту скважин; ремонту наземного оборудования; поддержанию пластового давления; подготовке нефти; сбору, транспорту и хранению нефти;

обслуживанию производства и управления; зарплате, а также отчислений на покрытие затрат по проведению геологоразведочных работ.

3. Сопоставляются все рассчитанные варианты с учетом удельных капитальных вложений, себестоимости, приведенных затрат за первые 10 лет и за весь срок разработки месторождения.

-280-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. Выдаются рекомендации по выбору оптимальных вариантов выделения эксплуатационных объектов в разрезе данного месторождения с учетом минимальных удельных затрат, минимальной себестоимости при максимальном уровне добычи нефти по месторождению.

Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно решить вопрос о возможности объединения пластов для совместной эксплуатации. Кроме того, должны быть учтены соответствующие количественные показатели, опираясь на которые, можно решить вопрос об оптимальном варианте объединения нескольких пластов в эксплуатационный объект.

В результате технико-экономических расчетов устанавливаются годовые отборы по каждому из продуктивных пластов отдельности и в целом по совместно эксплуатируемым пластам при различных вариантах их объединения. Разность между суммарной добычей нефти из каждого пласта и добычей нефти при совместной эксплуатации позволяет оценить уменьшение текущей добычи нефти за счет их объединения при данном варианте совмещения в эксплуатационный объект.

Оценив разницу в добыче нефти и народнохозяйственную эффективность в динамике по каждому из рассмотренных вариантов разработки многопластового месторождения, можно предложить на основе учета количественных показателей вариант оптимального объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты либо в пределах одного этажа разработки, либо по всей продуктивной части разреза рассматриваемого месторождения.

11.7. Геологопромысловое обоснование систем разработки нефтяных и газовых залежей

11.7.1. Системы разработки без поддержания и с поддержанием пластового давления

Перед производственными организациями страны по добыче нефти поставлена важнейшая задача - обеспечить более полное извлечение нефти из недр. Для ее решения предусматриваются более эффективные методы воздействия на залежи продуктивных пластов, применение интенсивных систем разработки нефтяных и нефтегазовых залежей. Значительное внимание уделяется методам поддержания пластового давления путем закачки воды в эксплуатационные объекты. В настоящее время с применением этого метода добывается около 85 % всей нефти в стране, причем он применяется более чем на 200 месторождениях. Обобщение

-281 -

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

этого богатого опыта позволило создать и разработать геологопромысловые основы применения соответствующих систем разработки с применением как законтурного, так и внутриконтурного завод нения. Кроме того, имеются залежи, разработка которых проводится без поддержания пластового давления, с использованием естественного напора пластовых вод.

Поскольку системы разработки эксплуатационных объектов являются важным резервом повышения конечной нефтеотдачи, возможностям их применения в зависимости от геолого-промысловых особенностей той или иной залежи нефти посвящено значительное количество исследований.

Нефтяные залежи. Разработка нефтяных залежей осуществляется с применением следующих систем: 1) использование естественного напора краевых вод; 2) закачка воды в законтурную область; 3) закачка воды в пределы внешнего и внутреннего контуров нефтеносности; 4) комбинированная - сочетание законтурного и внутриконтурного заводнения. Остановимся на характеристике отмеченных систем более детально.

При развитии в залежах водонапорного режима при их разработке используется естественный напор краевых или подошвенных вод. Проявление этого режима на нефтяных залежах обычно достигается при высоких значениях коллекторских свойств, гидро-проводности, небольших значениях вязкости нефти, отсутствии фациальных замещений пласта. Фронт продвигающейся краевой воды в случае однородного строения пласта перемещается параллельно внешнему контуру нефтеносности. В этом случае добывающие скважины планируется размещать рядами параллельно внешнему контуру нефтеносности. Количество рядов скважин должно приниматься нечетное, для обеспечения возможности извлечения нефти из центральной части залежи (рис.71).

С целью предотвращения преждевременного обводнения как добывающих скважин, так и отдельных участков залежи в процессе разработки первый ряд добывающих скважин обычно располагали в пределах внутреннего контура нефтеносности. Однако в этом случае за счет образования языков обводнения нефть из во-донефтяных зон извлекается в минимальных объемах, конечный коэффициент нефтеотдачи значительно уменьшается, запланированная его величина не будет обеспечиваться данной системой разработки. В связи с этим в последние годы предлагается размещение добывающих скважин в пределах и системой разработки. В связи с этим в последние годы предлагается размещение добывающих скважин в пределах и водонефтяной зоны залежей. В этом случае конечный коэффициент нефтеотдачи таких объектов эксплуатации, естественно, будет увеличиваться.

- 282 -

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

т

разработки должна достигаться при осуществлении контроля за разработкой. В первую очередь производится контроль за изменением пластового давления, определяется соответствующая поправка на разницу между фактическим и расчетным значениями пластового давления, которая затем вводится во все расчеты. Большое внимание отводится степени и темпам обводнения продукции в добывающих скважинах. По мере обводнения скважин первого ряда их отключают и вводят дополнительные внутренние ряды. Примером объектов эксплуатации с такой разработкой является залежь пласта С-1 Мухановского месторождения (Самарская область).

При разработке массивных нефтяных залежей с активным напором пластовых вод наблюдается их обводнение по вертикали, по разрезу пластов. Для таких залежей характерна более высокая скорость продвижения ВНК. Для снижения скорости обводнения добывающих скважин перфорируется лишь верхняя часть нефтенасыщенной толщины пластов. При этом вырабатывается вначале нижняя часть залежи, затем последовательно лежащие выше части. Контроль за обводнением скважин показывает, что они обводняются также постепенно снизу вверх. Для улучшения выработки запасов целесообразно применять более равномерную систему размещения добывающих скважин.

2. Законтурное заводнение рекомендуется для разработки залежей шириной 4-5 км. В пределах залежи должно быть четко установлены положения внешнего и внутреннего контуров нефте-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

носности. Залежи должны характеризоваться однородным

-283

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При законтурном заводнении большое внимание следует уделить контролю за балансом между отбором жидкости и закачкой воды. При отрицательном балансе будет снижаться пластовое давление в залежи, происходить сегрегация и выделение газа; при значительных превышениях закачки над отбором будет повышаться пластовое давление, резко обводняться залежь. Например, неприятные последствия этого явления наблюдались на ряде месторождений Пермской области, где отмечалось значительное превышение текущих пластовых давлений над начальными давлениями в залежах.

Другим важным условием рациональной разработки нефтяных залежей в условиях законтурного заводнения является контроль за изменением пластового давления. Для этой цели, как уже отмечалось, рассчитывается среднее давление в зоне отбора и в контуре нефтеносности. Большое внимание уделяется исследованию пьезометрических скважин. Другим важным фактором контроля за разработкой при законтурном заводнении является анализ обводненности скважин и продвижения контуров нефтеносности. При этом устанавливаются характер вытеснения нефти водой, закономерности образования языков обводнения и т.д. Примерами эксплуатационных объектов с такой разработкой могут служить нефтяные месторождения Татарстана, Башкортостана, Пермской области.

Системы разработки с законтурным заводнением, кроме того, рекомендуется применять при разработке групп близко расположенных, небольших по размерам нефтяным залежам (залежамспутникам), когда нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности, оказывают при закачке воды влияние одновременно на несколько залежей.

3. Приконтурное заводнение рекомендуется для залежей (эксплуатационных объектов) небольшой ширины (4-5 км), с однородным строением, высокими фильтрационными характеристиками пласта, когда отсутствует гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи за счет образования различных экранов. В этом случае нагнетательные скважины размещают в пределах нефтяной части залежи на минимальном расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины так же, как и при законтурном заводнении, бурят параллельно контурам нефтеносности (рис.73). При осуществлении систем разработки с приконтурным заводнением применяются в основном те же методы контроля, что и при законтурном заводнении.

Внутриконтурное заводнение рекомендуется на залежах (эксплуатационных объектах), ширина которых либо более 4-5 км, либо менее 4-5 км, но в последнем случае наблюдается

-285-