Разработка нефтегазовых месторождений Западной Сибири.Характеристика Приобского месторождения

Разработка нефтегазовых месторождений Западной Сибири

ВВЕДЕНИЕ. Разработка нефтяных месторождений – комплексная область знаний, включающая научно обоснованный выбор систем и технологий разработки месторождений, моделирование и расчеты процессов вытеснения нефти из пластов, определение рациональной системы воздействия на пласт, прогнозирование показателей разработки месторождения, планирование и реализацию выбранного метода разработки, проектирование и регулирование разработки месторождений.

В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используют многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидродинамики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и 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, cоотношение и располо-жение нагнетательных и добывающих скважин, число резервных скважин
управление разработкой месторождения
охрану недр и окружающей среды
РАЗДЕЛ 1
СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
О б ъ е к т р а з р а б о т к и — 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.
Пласты 1 и 2 объединяются в один объект разработки(А)
Пласт 3 разрабатывается своей группой скважин (Б)

РАЗДЕЛ 2
ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
Т е м п р а з р а б о т к и — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.
Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.
Темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.
В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами 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 (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Текущая нефтеотдача
ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
Конечная нефтеотдача
Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды.
Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в .
Пластовое давление – давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.
Пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина

РАЗДЕЛ 3
КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Параметры, характеризующие систему разработки
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.
Ф о н д с к в а ж и н — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт.
Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину
S –площадь нефтеносности месторождения;
n – число добывающих и нагнетательных скважин

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты
Расположение скважин
по четырехточечной сетке
Расположение скважин
по трехточечной сетке
1- условный контур нефтеносности;
2- добывающие скважины
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).

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Системы разработки с воздействием на пласты
Системы с законтурным воздействием (заводнением)
Расположение скважин при законтурном заводнении:
1 — нагнетательные скважины; 2 — добыва-ющие скважины; 3 — нефтяной пласт;
4 — внешний контур нефтеносности;
5 — внутренний контур нефтеносности
Показанное на рисунке 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 составляет 2 — 2,5 км.

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
СИСТЕМЫ С ВНУТРИКОНТУРНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ
Рядные системы разработки
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 называют стягивающим рядом.
Расположение скважин при однорядной системе разработки:
1-условный контур нефтеносности; 2-нагнетательные скважины; 3-добывающие скважины.
Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низко-проницаемых, 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
0 д н о р я д н а я с и с т е м а разработки

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Системы с внутриконтурным воздействием
Трехрядная с и с т е м а разработки
Расположение скважин при трехрядной
системе разработки:
1-условный контур нефтеносности;
2-добывающие скважины;
3-Нагнетательные скважины
Элемент трехрядной системы разработки:
1 – “четверть” нагнетательной скважины;
2 – добывающая скважина;
3 – “четверть” добывающей скважины

Классификация и характеристика систем разработки
Системы с внутриконтурным воздействием
Пятирядная с и с т е м а разработки
Расположение скважин при пятирядной
системе разработки
1-условный контур нефтеносности;
2-добывающие скважины;
3-Нагнетательные скважины
Элемент пятирядной системы разработки:
1 – «половина» нагнетательной скважины;
2 – «половина» добывающей скважины первого ряда; 3 – добыв. скважина второго ряда; 4 – «четверть» добыв. скважины третьего ряда.

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Системы с внутриконтурным воздействием
Системы с площадным расположением скважин
Элемент пятиточечной системы
Семиточечная система
Девятиточечная система

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ
Системы с внутриконтурным воздействием
Другие системы разработки
Схема батарейного
расположения скважин:
1 — нагнетательные скважины;
2 — условный контур нефтеносности. 3 и 4 — добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R 1 и второй батареи радиусом R2
Система с батарейным расположением скважин используется в редких случаях в залежах круговой формы в плане.
Система с барьерным заводнением, применяется при разработке нефтегазовых залежей.
Смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используются при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.
Очаговое и избирательное заводнения применяются для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.

РАЗДЕЛ 4
МОДЕЛИ ПЛАСТА И ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.
Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминирован-ных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстро-действующей вычислительной техники и соответствующих математических методов.
Вероятностно-статистические модели ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имею-щий такие же вероятностно-статистические характеристи-ки, что и реальный.

МОДЕЛИ ПЛАСТА И ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
Вероятностно-статистические модели
Модель зонально-неоднородного пласта – это пласт, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.
Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е.
,
где n –число слоев.

РАЗДЕЛ 5
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ
Упругий режим
Разработка нефтяного место-рождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины.
Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей.
С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ, и режим пласта изменится — упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ
Режим растворенного газа
При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.
Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде:
— объем газа, растворенного в нефти, приведенный к стандартным (атмосферным) условиям;
— коэффициент растворимости;
— объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом;
— абсолютное давление
Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости
При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде
- соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлениях.

Газонапорный режим
Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой:
1 – нефть; 2 – газовая шапка; 3 – законтурная вода.
Газ, выделяясь из нефти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку (рис.).
Объем пласта охваченный процессом разработки:
(1)
— общий объем пласта
Изменение среднего пластового давления определим, используя соотношения, вытекающие из уравнения материального баланса веществ в пласте в целом.
— полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти;
— полная масса дегазированной нефти в пласте;
— масса газа, растворенного в нефти;
— полная масса свободного газа.
(2)
Из закона Генри
(3)

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.
Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.
Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 — 10 МПа, а в ряде случаев — 15 — 20 МПа
Рис. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления
При незначительных значениях перепада давления зависимость близка к линейной, но при некотором перепаде давления , расход начинает резко увеличиваться

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в России в настоящее время применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х г.г. прошлого века); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллекторами при высоком напоре законтурных вод.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Сайты:
1) http://bibliofond.ru/view.aspx?id=794418
2) http://pstu.ru/files/file/gnf/razrabotka_i_ekspluataciya_neftyanyh_i_gazovyh_mestorozhdeniy_dlya_bngs_.pdf
3) http://www.neftyanik-school.ru/studentam/uchebnye-kursy/course/8/29