f(k) —плотность распределения абсолютной проницаемости; F(k) —закон распределения абсолютной проницаемости; &н, kB — относительные проницаемости для нефти и воды; VH, УВ — скорости фильтрации нефти и воды;
Т — температура; Цн, Цв — вязкости нефти и воды;
2сгс, 2сгн — расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами; с/к, Qs — количества отбираемой нефти и воды из месторождения; v — обводненность добываемой продукции; Г —газовый фактор;
SCB — насыщенность пласта связанной водой; 5Н ост — остаточная нефтенасыщенность;
QB3 — накопленное количество закачанной в пласт ВОДЫ; <Э„ — накопленное количество добытой нефти; QB — накопленное количество добытой воды; гс, г„ —радиусы добывающей и нагнетательной скважин; N, — масса г'-го компонента в пласте; G, — масса г'-го компонента в газовой фазе; D — комплексный коэффициент диффузии; Do — коэффициент молекулярной диффузии; DK —• коэффициент конвективной диффузии в пласте; с — удельная концентрация вещества;
PC — коэффициент сжимаемости пористой среды; Л—длина области смещения; и>сор — истинная скорость фронта сорбции; сн, св, сг — удельные теплоемкости нефти, воды и горных пород; рн, Рв, РТ — плотности нефти, воды и горных пород; шт — скорость движения теплового фронта; q^ — скорость ухода теплоты с единицы площади кровли и подошвы
пласта, Лтк — коэффициент теплопроводности горных пород кровли и подошвы
пласта,
Хтк — коэффициент температуропроводности горных пород кровли и подошвы пласта;
2Т — содержание кокса в 1 м3 пласта;
УФ —скорость движения фронта горения; RBOI — объем воздуха, необходимый для выжигания кокса в 1 м3 пласта;
Т» — температура на фронте горения;
Ер — эффективность разведочного бурения; SCKB — стоимость скважины;
/Св — капитальные вложения в разработку месторождения;
5Э — эксплуатационные затраты;
Сн — себестоимость нефти; 5Пр — приведенные затраты.
ВВЕДЕНИЕ
Разработкой нефтяных месторождений называют осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезным ископаемых. Этот процесс включает разбуривание месторождений и выработку запасов нефти и газа.
Наука о разработке нефтяных месторождений относится к горным наукам. Горное дело — древнейший род занятий человека. Находить полезные ископаемые и пользоваться ими человек начал в каменном и бронзовом веках. Сами названия этих эпох в развитии человечества связаны с добычей и изготовлением орудий из камня и бронзы, т. е. с горным делом.
В более позднее время (в конце XIX в.) для добычи нефти стали сооружать скважины.
Первая скважина на территории нашей страны была пробурена ударным способом в 1864 г. в долине р. Кудако на Кубани русским предпринимателем А. Н. Новосильцевым. В 1871 г. пробурили механическим способом скважину в Бакинском районе. С 70—80-х гг. XIX и особенно с начала XX в. быстро развивается механическое бурение скважин и происходит интенсивное увеличение добычи нефти в России.
Однако, несмотря на бурный рост числа разведочных и добывающих нефть скважин и объема добычи нефти, выработка недр в начале XX в. осуществлялась путем нерегулируемой разработки месторождений на естественных режимах. В те годы еще не существовало научных основ добычи, яефти, хотя над различными проблемами нефти, начиная с ее\происхождения, геологии и разведки до транспо2-Рй7""переработки и использования, работали многие крупнейшие^гченые и июиенеры России, в том числе Д. И. Менделеев, А. М. Бутлеров, Ц. М. Губкин, В. Г. Шухов.
Даже в начале 20-х ггГХХ в. не были известны или не использовались подавляющее большинство фундаментальных представлений о физике и механике нефтяных пластов и процессах извлечения из них нефти и газа. При этом основной закон фильтрации был открыт ^французским инженером Анри Дарси еще в 1856 г. при изучении движения воды в фильтрах водоочистных сооружений. Как оказалось впоследствии, уравнения установившейся и неустановйашейся фильтрации нефти аналогичны уравнениям математической физики Лапласа и Фурье, открытым в начале XIX в. Однако при разработке нефтяных месторождений эти уравнения стали использовать только в 30-х гг. XX в.
Одним из главных достижений в теории разработки нефтяных и газовых месторождений было установление основных сил,
движущих нефть и газ к забоям скважин, т. е. основание учения о режимах нефтяных и газовых месторождений. В создание этого учения большой вклад внесен И. М. Губкиным, Л. С. Лей-бензоном, И. Н. Стрижовым, А. П. Крыловым, С. А. Христиано-вичем, Ф. А. Требиным, Б. Б. Лапуком, И. А. Чарным, В. Н. Щелкачевым, Маскетом, Виковым, Ботсетом, Левереттом. В середине 30-х гг. теория режимов нефтяных месторождений получила существенное развитие. Были заложены основы современной теории упругого режима нефтяных пластов и режима растворенного газа. Следует отметить, что еще в начале 20-х гг. этого века Л. С. Лейбензоном получено дифференциальное уравнение фильтрации газа и положено начало теории разработки газовых месторождений.
В 20-х и в начале 30-х гг. этого века прогнозирование разработки нефтяных месторождений производилось в основном путем построения фактических зависимостей показателей разработки от времени, полученных в начальный период разработки, статистической обработки этих показателей и их экстраполяции на будущее.
Математические методы теории фильтрации, уже значительно развитые к этому времени Тергаци, Н. Е. Жуковским, Н. Н. Павловским, еще не нашли применения в нефтяном деле. Развитию и использованию в разработке нефтяных месторождений методов этой теории существенным образом способствовали известные работы американского ученого Маскета.
Несмотря на значительный прогресс в области теории фильтрации нефти и газа и в ее применении для расчетов добычи нефти, достигнутый в конце 30-х и в начале 40-х гг., разработка нефтяных месторождений как самостоятельная инженерная дисциплина еще не оформилась.
Основные положения теории разработки нефтяных месторождений, касающиеся научно обоснованного выбора систем и технологии разработки, еще не были созданы в начале 40-х гг. В США, например, долгое время такой важнейший параметр, как расстояния между скважинами (плотность сетки скважин), устанавливали не на основе данных исследований, анализа и общего принципа разработки месторождений, а административным путем по нормам дебитов скважин, право определять которые было дано Техасской железнодорожной комиссии.
Решающую роль в создании разработки нефтяных месторождений как самостоятельной области науки и учебной дисциплины сыграла основополагающая работа А. П. Крылова, М. М. Глоговского, М. Ф. Мирчинка, Н. М. Николаевского и И. А. Чарного «Научные основы разработки нефтяных месторождений», вышедшая в свет в 1948 г. в Гостоптехиздате. В этой работе была дана первая формулировка основного принципа разработки, заложен фундамент проектирования разработки нефтяных месторождений, решен ряд важных задач подземной гидромеханики, а наука о разработке нефтяных место-
рождений представлена как комплексная область знаний, использующая достижения нефтяной геологии и геофизики, под-земной гидродинамики, эксплуатации скважин и прикладной экономики.
Выход в свет указанной работы существенным образом способствовал развитию методов разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласты путем заводнения. Конец 40-х и 50-е гг. ознаменовались резким ростом числа исследований в области разработки нефтяных месторождений, развитием новых направлений в этой области. Было значительно продвинуто вперед решение проблемы разработки нефтяных месторождений при смешанных режимах — водонапорном и растворенного газа. Начали интенсивно развиваться методы определения параметров пластов с использованием гидродинамических исследований скважин. Были созданы методические основы расчета разработки нефтяных месторождений с применением вероятностно-статистических моделей. Развивались также методы непосредственного учета неоднородности при фильтрации в нефтяных пластах.
В 50-е гг. возникли и стали развиваться новые модели нефтяных пластов (трещиноватых и трещиновато-пористых), а также методы анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений. Существенное развитие получили и сами системы их разработки. Наряду с известными из американской практики площадными системами появились сначала системы с внутри-контурным разрезанием месторождений рядами нагнетательных скважин и расположением добывающих скважин вдоль линий разрезания, а затем современные блоково-рядные системы.
В конце 50-х и в начале 60-х гг. начали исследовать глубокозалегающие нефтяные месторождения, разрабатываемые в условиях сильной, в ряде случаев неупругой деформации горных пород. - /
Развитие проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений требовало использования сложных математических методов и вычислительных средств. В 30-е и 50-е гг. при расчетах использовали в основном точные и приближенные методы решения задач подземной гидродинамики, а в конце 50-х и в 60-х гг. стали применять численные методы решения задач фильтрации.
В конце 50-х и начале 60-х гг. заводнение стало в СССР основным методом воздействия на нефтяные пласты. Однако в эти же годы стало ясным, что таким способом нельзя полностью решить проблему максимального извлечения нефти из недр, особенно при разработке высоковязких и высокопарафинистых неф-тей. Были проведены фундаментальные исследования и даны инженерные решения, послужившие основой развития тепловых методов разработки нефтяных месторождений, связанных с 'закачкой в пласт теплоносителей и внутрипластовым горением. В эти же годы во всем мире огромное внимание было уделено развитию физико-химических методов извлечения нефти из недр,
таких, как вытеснение нефти углеводородными растворителями, двуокисью углерода, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами.
Расчет сложных процессов разработки нефтяных месторождений потребовал учета не только многофазности потоков в пластах, но и их многокомпонентности, фазовых переходов, изменчивости свойств фильтрующихся в пластах веществ, т. е. использования теории многофазной многокомпонентной фильтрации.
Разработка нефтяных месторождений — интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипла-стовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных ЭВМ.
Разработка нефтяных месторождений связана с существенным вмешательством человека в природу и поэтому требует безусловного соблюдения установленных норм по охране недр и окружающей среды.
Советское государство с момента его образования рассматривает охрану и рациональное использование недр как одну из важнейших задач. После Великой Октябрьской социалистической революции недра бывшей Российской империи были национализированы и стали народным достоянием.
В связи с быстрым развитием горнодобывающей индустрии в СССР, особенно бурным ростом добычи нефти и газа, возникла настоятельная необходимость принятия комплекса обязательных мер по рациональной эксплуатации недр и резкому снижению потерь полезных ископаемых.
В 1972 г. вышло постановление ЦК КПСС и Совета Министров СССР «Об усилении охраны природы и улучшении использования природных ресурсов», в 1975 г. Верховным Советом СССР приняты Основы законодательств СССР и союзных республик о недрах.
Во все проектные документы по разработке нефтяных месторождений обязательно следует включать разделы, связанные с охраной земли, воды и воздуха путем использования замкнутых производственных циклов, предусматривающих герметичный сбор нефти, газа и воды, очистку добываемой воды и дальнейшее ее использование для закачки в пласт, утилизацию нефтяного газа, регенерацию химических веществ, применяемых для повышения нефтеотдачи пластов, и их дальнейшее использование.
Наиболее полное извлечение нефти, газа и конденсата из месторождений— главное направление рационального использования недр.
Важное значение имеет осуществление во всех звеньях народного хозяйства, в том числе во всех технологических процессах разработки нефтяных и газовых месторождений, энергосберегающих мероприятий. Необходимо стремиться к использованию таких технологий извлечения и таких вариантов подъема на дневную поверхность, подготовки и транспорта нефти и газа, которые характеризуются по возможности меньшими затратами энергии на тонну добываемых нефти и газа, ликвидировать потери и бессмысленное сжигание углеводородов.
Разработка нефтяных месторождений как учебная дисциплина принадлежит к категории инженерных дисциплин. Ей свойственно не только качественное, но и, главным образом, количественное изучение нефтяных месторождений и протекающих в них процессов, а также подготовка инженерных решений — проектов, представляемых не в описательном, а в количественном виде. Поэтому во всех разделах данного курса используются- •> математические методы. Можно даже подчеркнуть, что разра-1 ботка нефтяных месторождений — одна из наиболее насыщенных математическими методами инженерных дисциплин. Объясняется это обстоятельство отчасти тем, что инженеры-разработчики не имеют непосредственного доступа к объектам своей деятельности (нефтяным пластам) и даже начинают их познавать не путем непосредственных измерений, а на основе математической обработки данных геофизических и гидродинамических исследований скважин. Процессы, протекающие в нефтяных пластах во время их разработки, инженеры-разработчики могут распознавать количественно только по проявлениям этих процессов в скважинах путем решения так называемых обрат- ) ных математических задач. '—
В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используют многие важные положения геологии, геофизики, фп зики пласта, подземной гидрогазомеханики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования.
Вместе с тем разработка нефтяных месторождений — это не конгломерат геологии, подземной гидромеханики, технологии добычи нефти и экономики, а самостоятельная комплексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с учением о системах и технологиях разработки месторождений, планированием и реализацией основного принципа разработки, проектированием и регулированием разработки месторождений.
Глава I
СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. ОБЪЕКТ И СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ
Нефтяные и нефтегазовые месторождения — это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т. е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.' Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто — различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.
Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.
Введем понятие об объекте разработки месторождения. Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.
Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации.
Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рис. 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщаю-
10
A ь/' ~^ а h^ Геолого-физи- Пласт
f Wv// ^ 7^ | „_.___, .. ЧТКИ*1 ГВОЙ^ТВЯ
/// /// "/ /// /// /// /// // i 2 3
Извлекаемые запасы нефти, 200,0 50,0 70,0
10 0 к п 15 0
Проницаемость, 10~3 100,0 150,0 500,0
J^f щш jTHHH И4Щ HtHrnrr >р^ , "I МКМ2 ГГГг>< Вязкость неф MkM'""10-'n-c 50 60 3
/п Ух'ГШ' ццц %cmJ
Рис. 1. Разрез многопластового нефтяного месторождения
щих их углеводородов и физическими свойствами. В таблице приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты / и 2 в один объект разработки (объект /), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект //).
Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом / извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов / и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами поли-акриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипласто-вого горения.
Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существенное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное ре шение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей
11
различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть 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; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в одич объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и в конечном счете к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы. ' ,
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.
Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
„2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства неф-
12
тей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр" с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.
4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.
В заключение следует еще раз подчеркнуть, 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.
13
§ 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
' Данное в предыдущем параграфе определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых и* недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:
1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;
2) расположению скважин на месторождении.
По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений. Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.
1. Параметр плотности сетки скважин 5С, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении п, то
^ (1.1)
Размерность [5с]=м2/скв. В ряде случаев используют параметр 5СД, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
2. Параметр А. II. Крылова NKf, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к. общему числу скважин на месторождении:
(1.2)
Размерность параметра [NKP] =т/скв.
3. Параметр ш, равный отношению числа нагнетательных скважин пн к числу добывающих скважин пл:
<о = пн/пд. (1.3)
Параметр со безразмерный.
4, Параметр сор, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств
14
Рис. 2. Расположение скважин по че- Рис. 3. Расположение скважин по
тырехточечной сетке: трехточечной сетке:
/ — условный контур нефтеносности, 2 — 1 и 2 — см. рис 2 добывающие скважины
нефти и т. д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет п, а число резервных скважин пр, то
<Вр = пр//г. (1.4)
Параметр мр безразмерный.
Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами или батареями скважин, между скважинами в рядах и т. д. Об этих параметрах будет сказано ниже.
Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.
1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при 'режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение во-донефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 2) или трехточечной (рис. 3) сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 4).
Параметр плотности сетки скважин 5С, вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10~3 Па-с) он может составлять 1—'2-Ю4 м2/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sc = 10—20-104 м2/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях 5С может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значе-
15
Рис 4 Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разделов
/ ~- внешний контур нефтеносности, 2 — внут ренний контур нефтеносности 3 — добывающие скважины 4 — внешний контур газоносности, 5 — внутренний контур газоносности
Рис 5 Расположение скважин при законтурном заводнении:
/ — нагнетательные скважины, 2 — добывающие скважины, 3 — нефтяной пласт, 4 — внеш ний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности
ниях параметра А. П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т. е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов 5С = = 25—64-104 м2/скв.
При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами 5С может быть равен 70—100-•104 м2/скв и более.
Параметр NKp также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других — доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния / между скважинами (см. рис. 2) вычисляют по следующей формуле:
/__ „О 1/2 П К\
i — сос ' , (1 о;
пропорциональности; Sc —
м; а — коэффициент
где /— в в м2/скв.
Формулу (1.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.
Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр и, естественно, равен нулю, а параметр Ыр может составлять в принципе 0,1—0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.
16
Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в СССР применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в СССР, масштабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллекторами при высоком напоре законтурных вод.
2. Системы разработки с воздействием на пласты.
2 1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 5 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.
Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин /0 ь первым и вторым рядом добывающих скважин 112 и т. д., а также расстояния между добывающими скважинами 2сгс. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Показанное на рис. 5 размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500—600 м, ширина месторождения b составляет 2—2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки — при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.
Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров 5С и JVKP, т. е.
2 ю. п. желтов | БИБЛИОТЕКА "* 17
ЛИОТЕКА I 0ЕЧЕРНЕГО ФШШЕТДГ ст. нефтехим. т пя. \
Моск. мист. нефтехим.
более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших деби-тов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления большей величины извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.
Параметр со для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.
Параметр сор для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1—0,3.
2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в СССР наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других методах разработки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.
Подразделяются эти системы на рядные, смешанные (сочетание рядной и батарейной систем, с одновременным применением законтурного и внутриконтурного заводнений).
(2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — бло-ковЪге системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями.
Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.
Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 6. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, помимо расстояния между нагнетательными скважинами 2ан и
18
1 ' \ / / / \ / '/ / / / 1 / 1 ' 1 \ 0 \
/r/////////////////////////////////////////////// *n 1 ofn 2
>""
Puc. 6 Расположение скважин при Рис 7. Элемент однорядной системы однорядной системе разработки: разработки.
/ — условный контур нефтеносности, 2 — 1 — «четверть» нагнетательной скважины нагнетательные скважины, 3 — добываю- при шахматном расположении скважин, щие скважины 2 — «половина» нагнетательной скважины
при линейном расположении скважич, 3, 4 — соответственно «четверть» и «половина» добывающей скважины
расстояния между добывающими скважинами 2сгс следует учитывать ширину блока или полосы Z-п (см. рис. 6).
Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр JVKp для однорядной, трехрядной и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О величине параметра сор уже было сказано. Параметр со для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Так, например, для рассматриваемой однорядной системы сол;1. Это значит, что число нагнетательных скважин примерно (но не точно!) равно числу добывающих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2стн и 2сгс могут быть различными. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 —1,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи — меньшие значения.
Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме деби-ты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагнетательных и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.
2* 19
Во всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.
Поскольку в рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах различное, расположение скважин в них можно считать только условно геометрически упорядоченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и элементы.
Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 7. При этом шахматному расположению скважин, показанному в левой части этого рисунка, соответствует нагнетательная скважина / и добывающая скважина 3. Для «линейного» расположения скважин, представленного в правой части рис. 7, нагнетательная скважина 2 и добывающая скважина 4 показаны пунктиром. Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки могут применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.
При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения достаточно рассчитать данные для одного элемента, а затем суммировать их по всем элементам системы с учетом разновременности ввода элементов в разработку.
Трехрядная и пятирядная системы.
Для трехрядной и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы Ln, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин /0 ь между первым и вторым рядом добывающих скважин li 2 (рис. 8), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы /2 з (рис. 9). Ширина полосы Ьп зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы /0 i = /i 2 = /2 з = 700 м, то Ln — 4,2 км.
Параметр со для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной »1/5. При значительной приемистости на-
Рис 8. Расположение скважин при трехрядной системе разработки: /—условный контур нефтеносности, 2 — добывающие скважины, 3 — нагнетательные скважины
20
Рис 9 Расположение скважин при пятирядной системе разработки: 1, 2, з — см рис 8
гнетательных скважин по трехрядной и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны соответственно на рис. 10 и 11.
2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.
Пятиточечная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добы-
Рис. 10 — Элемент трехрядной системы разработки-
1 — «четверть» нагнетательной сква жины 2 — добывающая скважина, 3 — «четверть» добывающей скважины
Рис 11 Элемент пятирядной системы разработки:
1 — «половина» нагнетательной скважины 2 — «половина» добывающей скважины первого ряда, 3 — добывающая скважина второго ряда, 4 — «четверть» добывающей скважины третьего ряда
21
Рис. 12. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:
1 — условный контур нефтеносности; 1 и 3 — скважины соответственно нагнетательные и добывающие
вающие, а в центре —нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1,со = 1.
Семиточечная система (рис. 13). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная — в центре. Параметр со==1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.
Девятиточечная система (рис. 14). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 :3, так что «в =1/3.
Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жесткие», поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному эле-
Рис. 13. Расположение скважин при семиточечной системе разработки: 1—3 — см. рис. 12
Рис 14 Расположение скважин при девятиточечной системе разработки: / — условный контур нефтеносности; 2 и 3 — скважины соответственно добывающие; и нагнетательные
22
менту, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.
В то же время при использовании системы с площадным рас-лоложением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильно неоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большой гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.
В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной неф-тенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. Ни рис. 15 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.
Помимо упомянутых известны следующие системы разработки: система с батарейным расположением скважин (рис. 16), которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане; система при барьерном заводнении, применяемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.
23
1
1 Z
Рис. 15. Элемент пятиточечной системы, превращаемый в элемент девятиточечной системы разработки:
/ — «четверти» основных добывающих скважин пятиточечного элемента, 2 — целики нефти, 3 — дополнительно пробуренные добывающие скважины, 4 — обводненная область элемента, 5 — нагнетательная скважина
Рис. 16. Схема батарейного расположения скважин:
/ — нагнетательные скважины; 2 — условный контур нефтеносности, 3 и 4— добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом Ri и второй батареи радиусом К2
Кроме того, используют очаговое и избирательное заводнения, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.
§3. ВВОД НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РАЗРАБОТКУ
Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: начальную, когда его оазбу]Унвают__л.
-осйоввую, соответг.твуюшукГвшсоду разработки"
место?()ЖдеЕиа
стадию рез_-
падающей дпбычи-нефш, когда при постоянной или несколь-Уо растущей, дпбыне жидкости быстро хмёНьшаегся — добыча неф_ТИ И жин;
aJepJIJJЮUI>yJD_ClaДШ^^ в течение
Сравнительно МРГТДРННПР, ипгтябиггкцпр
которой наблюдаются
^
такой же рост обводненности дрод[к_ци_и. Соответственно и система разработки нефтяного месторождения не сразу приобретает запроектированный вид. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени At в разработку вводится некоторое число элементов системы Аяэ. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны Л^, а число скважин п3, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит
N3KV = N3/n3. (1.6)
24
Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через w (т). Имеем
ву(т) = Дпэ/Лт. - (1.7)
Из (1.6) и (1.7) получим
Л^экрАпэ = Л/экрш(т)Ат. (1.8)
Введем понятие о темпе разработки элемента z3(t), равном отношению текущей добычи нефти из скважин элемента к извлекаемым запасам нефти в данном элементе, так что
Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за момент At к некоторому моменту времени t в разработку было введено Дпэ элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:
Д<7Н = АЛГЭ2Э (f-т) = Na KP w (т) za (t—t) Дт. (1.10)
В формуле (1.10) темп разработки элемента гэ берется средним за промежуток времени t — г. Для того чтобы определить добычу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту времени t, необходимо в формуле (1.10) рассматривать ее изменение за бесконечно малый отрезок времени dr, а затем перейти к интегралу в пределах от т = 0 до r = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времен'и t определится следующим образом:
t
^кр^(т)Х^-т)^ = ^зкр^(т)гэ(^-т)Л. (1.11)
6
Для количественной оценки влияния скорости ввода элементов системы в разработку и темпа разработки отдельных элементов на изменение добычи нефти из месторождения в целом рассмотрим следующие примеры.
Пример 1.1. Допустим, что темп разработки одного из элементов некоторой системы разработки изменяется во времени по закону, формула которого имеет вид
гэ (т) = 20е~аТ. (1.12)
Поскольку темп разработки элемента есть отношение текущей добычи нефти из скважин этого элемента к его извлекаемым запасам нефти, то за все время разработки из него будет добыто количество нефти, равное его извлекаемым запасам. Будем считать условно, что время разработки элемента велико, т. е. математически стремится к бесконечности. Тогда
со
J-
(1.13)
Подставляя (1.12) в (1.13), получим, что а=г0. На рис 17 показано изменение гэ(т) согласно (I 12). В момент времени т=0 темп разработки элемента
25
100
50-
Рис 17 Зависимость 2э(т) от т при Рис 18 Зависимость w от /* при с= zo=0,l =200
максимальный, равный za, а при т-»-°о значение 2э-*-0 Следует отметить, что помимо (I 12) могут быть, конечно, и другие выражения для ZS(T) В рассматриваемом примере будем задаваться различными, но не изменяющимися во времени скоростями ввода элементов системы разработки в эксплуатацию При этом, если рассматривать одну и ту же систему, то общее число элементов в ней будет постоянным. Ввод их в эксплуатацию с постоянной скоростью w продолжается до момента времени t*, когда все месторождение будет разбурено и обустроено Поскольку же общее число элементов системы остается неизменным, то
ш^ = с = const,
где с —• число элементов в системе
На рис 18 показано изменение w от вне со скоростью Wi>W2, время t,\
f. Если элементы вводятся в дейстПодставив (1.12) и (1.14) в (111),.
-/о (<-т)
(I
Формула (I 15) справедлива при Q
Из (I 16) видно, что при t-f-oo значение qK-^-0 Пользуясь (I 15) и (116), можно заключить, что максимальную добычу нефти из месторождения д„ та» получают при t=tt Из (I 14) и (I 15)
9н max == N3Kp 7- (1 — e-zo'*) (I 17)
ь*
Анализ формулы (I 17) показывает, что с уменьшением t», т е с увеличением скорости w ввода элементов системы разработки в действие, максималь-
26
1,0
0,6
О
5
10
tzadb\
Рис. 19 Зависимость qH от t:
при ff, ,,„ = 105 - , c=200 элементов, г0=0,1
3 «Р
3 KP '" элемент
элементов
г;, = 40-------, <»,=5 лет; 2 — i
год '
элементов год
ная добыча нефти из месторождения qH тах увеличивается. При мгновенном вводе в эксплуатацию всей системы разработки имеем следующее выражение для максимальной добычи нефти из месторождения:
<7н max = Л^экрсг0 = Nz0. (I.18)
Поскольку А/э кр —• извлекаемые запасы нефти в одном элементе, ас — число элементов в системе, то NSKt,c=N, т. е. извлекаемым запасам нефти месторождения в целом. На рис. 19 показана зависимость qH от t при различных скоростях ввода элементов в эксплуатацию wi и о>2.
Из рассмотренного примера видно, что для прогнозирования добычи нефти из месторождения в целом важно знать изменение во времени темпа оазработки одного элемента системы, извлекаемые запасы в нем и скорость ввода элементов в эксплуатацию. Темп разработки элемента, влияющий на добычу нефти из месторождения в целом, определяется физико-геологическими свойствами пласта, ее системой и технологией. Вместе с тем существенное влияние на уровень добычи нефти оказывает и скорость разбуривания, обустройства и звода в эксплуатацию месторождения.
Пример 12. Пусть темп разработки элемента изменяется по закону, формула которого имеет вид
гэо = const О
при при
0 = т'
(1.19)
и>(т) =
Скорость ввода элементов в разработку изменяется следующим образом: wa при 0 s^t ^t1
О при
(1.20) 27
1,5 -1,0 -0,5-
0
Рис. 20. Зависимость т. z=3n=0,056; tH0= • э о
10
элементов
Определим, как будет изменяться со временем добыча нефти из месторождения. Подставляя (1.19) и (120) в (111), получим следующие выражения:
<7н (0 =
9 кр
\
= Э кр
при 0
V = J^K
'. t
«A-j*.4
при
Як (0 = N3 Kp ZaoW* — 1 ^э кр 2эошо"1 = "з кр ' при /х SC t ^ ij -(- г*.
Зависимость <7н(0 для рассмотренного примера показана на рис. 20. Она представляет собой «классическую трапецию» — идеализированный вид зависимости добычи нефти из нефтяного месторождения от времени.
§ 4. РЕЖИМЫ ПЛАСТОВ, ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счет расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, которые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть.
Наиболее распространенными в практике разработки нефтяных месторождений режимами пластов были: упругий, растворенного газа и газонапорный или газовой шапки.
28
С При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения перового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных породТ?
Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высоко проницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным.
Извлечение нефти при режиме растворенного газа происходит при падении пластового давления ниже давления-насыщения, выделении из нефти растворенного в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворенного газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающихся пластах, где затруднена вертикальная сегрегация газа за счет гравитации. В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газонапорный режим или режим газовой шапки.
Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего ее извлекают. Такой режим пласта называют гравитационным.
Однако в современной нефтяной промышленности СССР преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие «режим пласта» не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторождения осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем воды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку) двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.
Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки.
Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо
29
1 АН ' >Ж
Рис. 21. Зависимость дк, qx от t:
1 и 2 — добыча соответственно нефти <7Н и жидкости учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.
1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии. На первой стадии (/, рис. 21), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растет, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения, которая зависит от работы буровых и промыслово-строительных подразделений.
Вторая стадия (//, см. рис. 21) характеризуется максимальной добычей нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.
Третья стадия (///, см. рис. 21) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвертой стадии (IV, см. рис. 21) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное ее нарастание. Четвертую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки. Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой,
30
может быть применена новая технология извлечения нефти и» недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.
2. Темп разработки месторождений z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти qtt(t) к извлекаемым запасам месторождения:
Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизменными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично-изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.
Разработка месторождения, начавшись в момент времени ^ = 0, заканчивается в момент tK, к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N. Тогда
с
Z(t)dt=\. (
При расчетах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что
оо
1
z(f)dt=l,
поскольку z(t) =0 при
Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром N3KP, темпом разработки элемента системы гэ(г) и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию w(t). Используя (1.11) и (1.21), получим
о
Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти qH(t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:
где г|к — конечная нефтеотдача.
Используя (1.25), можно найти темп разработки месторождения, определяемый как
М0 = -^. (1.26)
зг
Рис 22 Зависимости темпов разработки месторождений z(t) и ф(0 от времени
/ и 2 — темпы разработки соответственно от остаточных запасов нефти ф(0 и от начальных ее запасов z(t)
Используя (1.21), (1.25) и (1.26), получим
z(t)=i\Kz(f). (1.27)
Наконец, есть понятие о темпе разработки, определяемом как отношение текущей добычи нефти qa(t) к остаточным (извлекаемым) запасам нефти NOCT(t) месторождения, т. е.
„/Л_ (1.28)
Для А/ост (О имеем следующее выражение:
t
(1.29) Продифференцируем выражение (1.28) с учетом (1.29). Име-
dNOCT
ем
dty дг I ШУОСТ __ "УН
dt ^ост-ГФ dt ~-лГ-
(1.30)
Учитывая, что Л^0ст = ^н/ф, dN0^ldt = —q^, qn=zN, получим ( окончательно следующую дифференциальную связь между тем- | пами разработки месторождения:
d(f г _ dz
~~dT "ш ?г~~5Г' '
(1.31)
Если зависимость z = z(t) выразить аналитически, то, подставив ее в (1.31), получим ф =
Пример 13 Допустим, что темп разработки нефтяного месторождения изменяется во времени так, как это показано на рис. 22. На первой стадии разработки месторождения z(t) изменяется по линейному закону:
32
На второй стадии темп разработки, исчисляемый от начальных извлекаемых запасов нефти, остается постоянным, равным максимальному zmax:
г (0 = Zmax = const; ^ «С г < г2 .
На третьей и четвертой стадиях темп разработки месторождения z(t) уменьшается по закону, формула которого имеет вид
, /Л _ , „-C(t-t2). f\/
z I1/ — zmaxe I '/'2
Требуется определить, как будет изменяться на указанных стадиях темп разработки ср(0> исчисляемый от остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения
Прежде всего следует указать, что если параметры a, t\, tz и zmax заданы, то параметр с, характеризующий скорость уменьшения темпа разработки на третьей и четвертой стадиях, будет зависеть от заданных параметров и определяться на основе формулы (I 23)
Для определения зависимости ф(/) на различных стадиях разработки ме сторождения можно подставить z(t) из приведенных выражений в дифференциальное соотношение (131) Однако для первой стадии проще определить непосредственно из выражений (128) и (129). Тогда получим t
Ф = — ^-. (132)
1 _ _
'—2
Сделаем числовые оценки величин z(t) и ф(0- Если, например, при ti — =5 лет значение z=2max=0,05 1/год и, следовательно, а=0,01 1/год2, то Ф = 0,057. Как видно из выражения (132), ф(^) при линейном возрастании qK(t) увеличивается нелинейно На рис. 22 показано изменение q>(t) на различных стадиях разработки
Для определения (p(t) на второй стадии подставим выражение z=zmax = = const, характерное для этой стадии, в (1.31). Получим дифференциальное уравнение
<*фЛ=фа. (I 33)
Его решением будет
ф= \l(C—t), (I 34)
где С — постоянная, подлежащая определению из условия
О*! 1
Ф= - ^~ = ~С— при t'==i^ (' 35>
Из (I 35) получим
1 -2^
1- 2 ti^r' ^Г (136)
Так как гтах = а/ь из (I 34) и (I 36) окончательно имеем
' *г^'<*> (137)
Пусть /2=10 лет, т е максимальный уровень добычи нефти поддерживается еще 5 лет после выхода месторождения на него Тогда при t=t2 значение ф = 0,08 Из формулы (137) следует, что и на второй стадии ф(Л возрастает
3 Ю П Желтое
На третьей и четвертой стадиях <р= const; />/2. (I 38)
В самом деле, подставляя (1.37) в (1.31), получим следующее дифференциальное уравнение"
dz/dt = —cz (I.39)
Его решением будет z=zmaxe-«'-'2>. ' (1.40)
Выражение (1.40) как раз совпадает с законом изменения z(t) в третьей и четвертой стадиях. Таким образом, на этих стадиях темп разработки z(t), исчисляемый от начальных извлекаемых запасов, в рассматриваемом случае, падает, а <р(0, исчисляемый от остаточных извлекаемых запасов, остается постоянным до конца разработки Можно утверждать следующее: экспоненциальное падение добычи нефти из месторождения в целом получается при постоянном темпе разработки от остаточных извлекаемых запасов
3. Добыча жидкости из месторождения. При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворенным в ней газом или дегазированную нефть. Добыча жидкости — это суммарная добыча нефти и воды. На рис. 21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти qH и жидкости <7ж = 4. Нефтеотдача — отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти кна данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача — отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».
Уже из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин «коэффициент нефтеотдачи» можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.
Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи ц от времени t. Если tK — момент окончания разработки пласта, то Т1к — конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче
34
Рис. 23. Зависимость теку- j щей нефтеотдачи г\ от вре- ц 5 мени t
не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным ее геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране и под конечной нефтеотдачей — отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.
Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пластов, и факторы, характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:
«1 = %*Ь, (1-41)
где T|i — коэффициент вытеснения нефти из пласта; r\z — коэффициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения — величина, переменная во времени. Произведение •niT]2 справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А. П. Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина T]I равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку. Величина т]2 равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.
Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями. Если даже некоторая технология позволяет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам.
3* 35
5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т. е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения раас, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа резко возрастает.
Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т. е. отношение объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.
6. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта вместе с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.
7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин — пониженное (воронки депрессии). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объему пластовое давление. Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление
В формуле (1.42) интеграл берется по площади 5 месторожде-
ния. 36
/7
Рис. 24 Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах:
1 — нагнетательная скважина; 2 — давление рн; 3 — давление рн'; 4 — эпюра пластового
давления; 5 — давление ру скважина, 7— давление рс' 9 — пласт
6 — добывающая 8 — давление рс;
При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта — на забоях нагнетательных скважин рн, на линиях или контурах нагнетания рн', на линиях или контурах отбора рс' и в добывающих скважинах рс (рис. 24). Важно определять также перепады пластового давления, исчисляемые как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.
8. Давление ру на устье добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.
9. Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений Арс=рн—РС и одинаковом устьевом давлении ру в добывающих скважинах де-биты их будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъема жидкости с забоя. Зная распределение коэффициентов продуктивности добывающих скважин и области эффективного применения различных способов эксплуатации, можно найти вероятностное статистическое распределение скважин месторождения по способам подъема жидкости из недр.
37
10. Пластовая температура. В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым.
Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокисью углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов. При использовании влажного внутрипластового горения — определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т. д.
Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчетной модели разработки нефтяного месторождения, и если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.
Контрольные вопросы
1. Дайте определение объекта и системы разработки нефтяного месторождения.
2. Укажите главные параметры, которыми характеризуется система разработки месторождения.
3. Изложите классификацию систем разработки месторождений.
4. Получите формулу, характеризующую взаимосвязь между темпами разработки от начальных извлекаемых запасов и остаточных извлекаемых запасов.
5. Дайте определение элемента разработки месторождения.
