![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Установление рациональной системы разработки
Нефтяные месторождения следует разрабатывать по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, технологии и техники его эксплуатации при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды. Система разработки залежи должна учитывать ее технико-экономические показатели, схему расположения скважин, число их и режим работы, возможность наиболее полного отбора нефти. Она должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Иначе говоря, в понятие системы разработки входит совокупность всех мероприятий, применяемых для извлечения нефти из пласта. При заданной добыче нефти по залежи одна какая-то система может обеспечить минимальные народно-хозяйственные издержки на единицу добычи нефти при возможно более полном использовании промышленных запасов нефти. Такая система называется рациональной. Чем полнее и точнее будет изучен геолого-промысловый материал, тем точнее можно определить систему разработки нефтяной залежи, В результате геологического изучения должны быть установлены: 1) геометрия пласта, т. е. его структура, мощность, протяженность, выход пласта на поверхность, расчленение на отдельные пропластки и связь их между собой, контуры нефтеносности, запасы нефти и газа; 2) режим работы пласта, границы области питания; 3) начальное пластовое давление, допускаемые забойные давления в эксплуатационных скважинах, допускаемый предельный отбор из них жидкости и газа; 4) физические свойства породы — проницаемость, пористость, трещиноватость, упругость, карбонатность, механический состав; 5) физико-химические свойства жидкости и газа — плотность, вязкость, упругость, состав, коэффициент растворимости газа в нефти, давление насыщения нефти газом, начальная насыщенность нефти газом, химический состав нефти, газа и воды; 6) насыщенность породы нефтью, количество остаточной (связанной) воды и коэффициент нефтеотдачи при различных условиях вытеснения нефти из породы; 7) температура пласта, ее изменение; Данные о структуре пласта, мощности его, расчленении на отдельные пропластки позволяют построить структурные карты и геологические профили. На структурных картах наносятся положения газонефтяных и водонефтяных контуров. Представление о геометрии пласта позволяет определить запасы нефти и газа, схему расположения скважин и наметить варианты размещения скважин. Большое значение имеют данные исследования по взаимодействию скважин. От правильного решения вопроса взаимодействия скважин зависит выбор рациональной системы разработки. Данные о режиме работы пласта, характере питания и давлении позволяют обосновать необходимость поддержания пластового давления, определить дебиты скважин и сроки разработки залежи. Для определения режима работы пласта, его свойств и особенностей всесторонне изучается не только зона пласта, насыщенная нефтью, но и зона вне ее, насыщенная водой и газом. При сопоставлении некоторых показателей можно установить режим работы пласта. Так, если пластовое и забойное давления выше давления насыщения (р0 > рзаб > рнас), а область пласта, насыщенная водой, имеет значительную протяженность (20—100 км), то можно ожидать, что пласт будет работать при упругом или упруго-водонапорном режиме. Если область питания расположена близко, а нефтеносная и водоносная области хорошо сообщаются между собой, то возможна эксплуатация пласта при водонапорном режиме. Наличие газовой шапки, ее сравнительно большие с залежью размеры и большие запасы указывают на существование одной из разновидностей газонапорного режима. При исследовании свойств нефти и растворенного в ней газа в пластовых условиях, определении коэффициента растворимости и давления насыщения (давления начала выделения газа из нефти), а также допустимого давления на забой выявляются условия, при которых начнет проявляться режим растворенного газа. Наконец, отсутствие давления на контуре нефтеносности является прямым признаком гравитационного режима. Знание физико-геологических констант пласта и содержащихся в нем жидкостей и газа (упругости воды, нефти и пласта, проницаемости пористой среды, насыщенности связанной водой, вязкости жидкостей и газа в пластовых условиях) позволяет определить продолжительность процесса эксплуатации при том или ином виде проявления пластовой энергии, изменение пластового давления и дебитов. По данным дебита и давления, полученным во время эксплуатации залежи первых разведочных скважин, можно установить не только режим пласта, но и некоторые другие параметры его. Так, по данным о пластовом давлении, его изменении в процессе опытной эксплуатации можно установить гидродинамическую связь продуктивной части с законтурной областью и внутри самого пласта. Физические свойства породы и физико-химические свойства жидкостей и газа устанавливаются по лабораторным исследованиям глубинных проб. Эти параметры учитываются в расчетах по определению запасов нефти и газа, в гидродинамических расчетах по определению технологических показателей разработки и при экономической оценке товарных свойств нефти. Физические свойства пласта и жидкости влияют на проявление того или иного режима работы пласта. По изменению температуры пласта можно определить физические свойства жидкости в пластовых условиях, установить характер потока жидкости в пласте, выяснить аномалии в геометрии пласта, предвидеть состояние его в процессе дальнейшей эксплуатации. При нагнетании воды в пласт по температурным аномалиям обнаруживаются интервалы поглощения жидкости и расход нагнетаемой воды. С понижением температуры пласта (в связи с закачкой в пласт больших объемов воды с температурой, отличной от первоначальной пластовой, или дроссельным эффектом в призабойной зоне) в процессе разработки происходит выделение из пластовой нефти парафинов, смол. Это может привести к резкому снижению проницаемости призабойной зоны. Понижение температуры приводит к повышению вязкости нефти, в результате чего уменьшается коэффициент нефтеотдачи пласта. При закачке в слоистый пласт больших масс холодной воды низко проницаемые пропластки охлаждаются, вследствие чего движение нефти в них может прекратиться. Все эти явления.следует учитывать при проектировании и разработке нефтяных залежей и особенно в условиях залегания парафинистой нефти. Опыт разработки месторождений позволяет сформулировать основные принципы, которые следует предусмотреть при составлении проекта разработки. 1. Все разрабатываемые участки залежи должны подвергаться столь интенсивному воздействию естественного или искусственного напора, обеспечивающего одновременную разработку любой части пласта без вынужденного прекращения эксплуатации другой части. 2. Система разработки должна обеспечить возможность длительной эксплуатации обводненных скважин с различными дебитами на разных этапах обводнения и с проведением всего цикла работ с обводненными скважинами. 3. Каждый участок залежи должны разрабатывать и доразрабатывать в основном теми скважинами, которые на нем расположены. В частности, нельзя рассчитывать на достаточно полный отбор нефти из широкой водоплавающей части только теми скажинами, которые расположены в чисто нефтяной залежи. 4. Перенос фронта нагнетания возможен, но только после полного завершения разработки обводняющейся части залежи между старым и запроектированным фронтами нагнетания. 5. Форсированный отбор жидкости из неоднородных пластов должен проводиться в основном скважинами того участка, на котором они расположены. 6. В первоначальном проектном документе по разработке следует ориентироваться на равномерную батарейную сетку скважин до тех пор, пока в процессе разбуривания всей залежи не будут выявлены такие ее особенности, которые потребуют дополнительно сгущения сетки скважин на отдельных участках площади залежи. 7. Комплексно, на основе геологического, гидродинамического и технико-экономического анализов, должна решаться задача об определении общего числа скважин, о положении рядов и выборе расстояний между скважинами в рядах. 8. Процесс поддержания давления закачкой воды может начинаться как с законтурного, так и с любого вида внутриконтурного заводнения. Как уже отмечалось, в каждом проекте разработки предусматривается определенный резервный фонд скважин. Устанавливается он в зависимости от степени и характера неоднородности разрабатываемого пласта, соотношения вязкости нефти и воды, плотности размещения основного фонда скважин и технико-экономических показателей. Иногда, при составлении технологической или генеральной схемы разработки, для оценки числа скважин резервного фонда целесообразно воспользоваться методом аналогии. Некоторая часть скважин резервного фонда может быть использована для дополнительного и своевременного изучения свойств пласта, условий залегания нефти, размеров залежи. Основная часть этого фонда используется для обеспечения наиболее полного и равномерного извлечения запасов нефти из всей залежи.
|