Технология и показатели 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 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.

Добыча нефти () - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости ( ) - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа ( ) - этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель - накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Накопленная добыча нефти

,

(4.1)

где - время разработки месторождения; - текущее время.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам

,

(4.2)

Конечная нефтеотдача - это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

,

(4.3)

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Темп разработки () - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

,

(4.4)

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.

По темпу разработки (разбуривания) различают сплошную и замедленную системы разработки продуктивного пласта. Сплошную систему разработки (понимая под этим быстрое разбуривание залежи) целесообразно применять для залежей нефти с режимом растворенного газа.

Сгущающуюся (замедленную) систему разработки следует применяют для пластов, характеризующихся значительной фациальной изменчивостью или тектонической нарушенностью, вызывающими большое колебание дебитов по площади.

Сгущающаяся система позволяет уточнять местоположение последующих эксплуатационных скважин и уменьшать число возможных неудачных скважин.

Применение ползущей (замедленной) системы разработки (разбуривания) пласта обусловливается:

1. Недостаточной разведанностью пласта, когда число эксплуатационных скважин приходится увеличивать по мере приращения дополнительных разведанных фондов; такая система разработки оказывается вынужденной и является следствием запаздывания разведочных работ по сравнению с плановыми заданиями по добыче;

2. Большими размерами продуктивной площади, когда одновременное бурение всех запроектированных эксплуатационных скважин по технико-экономическим соображениям невозможно и нецелесообразно;

3. Избранной технологической схемой разработки пласта, например, при водонапорном режиме, когда пласт разбуривается посредством кольцевых батарей от периферии залежи к центру; в этом случае одновременная закладка более трех-четырех батарей при проведении законтурного нагнетания воды нецелесообразна из-за экранирования внутренней батареи более крайними. Применение ползущей системы разработки при этом требует последовательного наращивания новых батарей от периферии к центру по мере обводнения крайних.

Применение ползущей системы разработки, с движением от разведанной части пласта к неразведанной является нерациональным.

Кроме темпа разработки (разбуривания) пласта следует различать темп выработки пласта. Темп выработки пласта определяют в процентах годовой добычи от балансовых запасов. Сравнение темпов более эффективно их оценивать, поскольку при сравнении темпов отбора по промышленным запасам нарушается объективность сравнения из-за нередко субъективной оценки коэффициента нефтеотдачи, определяющего промышленные запасы, которые могут быть извлечены из числа подсчитанных балансовых (т.е. начальных геологических запасов).

Вопрос о темпах отборов имеет большое значение. Установление соответствующих темпов отбора нефти и оптимальных сроков разработки залежи является одной из важнейших задач проектирования и осуществления разработки. Правильное решение указанного вопроса в ряде случаев сопряжено с большими трудностями ввиду сложного строения и изменчивых физических свойств нефтяных пластов.

Совершенно очевидно, что формальное установление темпа отбора путем определения соотношений годовой добычи нефти к начальным ее запасам, без учета геологических особенностей строения продуктивного пласта, является неправильным. Известно, что на темп разработки влияет ряд различных факторов, значение которых в отдельности не изучено.

Наилучшим фактором оценки интенсивности разработки является скорость стягивания контура нефтеносности. Этот показатель отражает геологическую характеристику нефтяного пласта, энергетические свойства пласта и искусственные мероприятия по воздействию на пласт.

Кроме того, скорость вытеснения нефти влияет на суммарную нефтеотдачу пласта и может в некоторой степени свидетельствовать о рациональности применяемой системы разработки. При наличии низких скоростей стягивания контуров нефтеносности градиенты давлений, создаваемые в пласте, не обеспечивают эффективного вытеснения нефти из пор, особенно из пор малого размера, в которых нефть будет удерживаться капиллярными силами. При весьма высоких скоростях могут образоваться языки обводнения, что может привести к неравномерному и неполному вытеснению нефти из пласта, в обоих случаях это приводит к снижению, иногда значительному, коэффициента нефтеотдачи.

В связи с указанным при установлении оптимальных темпов отбора следует учитывать не только мероприятия по воздействую на пласт, но и геологические факторы: форму залежи нефти, структуру порового пространства, литологическую однородность пород, свойства пластовых жидкостей, так как все они влияют на скорость стягивания контура нефтеносности.

На рис. 4.3 приведены кривые, характеризующие 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.

Рис. 4.3 - График изменения темпа разработки во времени

I - месторождение А; II - месторождение В; 1, 2, 3, 4 – стадии разработки

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Вторая стадия (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.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

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. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 4.3 (кривая II), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкой нефтью или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 %/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 %/год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 %/год.

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, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

,

(4.5)

где - годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; - балансовые запасы нефти.

Если (4.4) - темп разработки, то связь между и выражается равенством

,

(4.6)

где - нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти

,

(4.7)

где - накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки

Выведем формулу, связывающую показатели и Из (4.7) следует

Продифференцировав по времени обе части этого равенства, получим:

.

Учитывая, что , получим следующее выражение:

,

(4.8)

Подставив в последнее равенство выражение для , будем иметь

,

(4.9)

Дифференциальное уравнение (4.9) позволяет вычислять значения при известных .

Рассмотрим интегральный показатель процесса добычи нефти:

,

(4.10)

где - коэффициент использования извлекаемых запасов. Его значение непрерывно возрастает, стремясь к единице. Действительно, при

,

(4.11)

так как добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам.

По аналогии текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:

,

(4.12)

К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача

,

(4.13)

Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

,

(4.14)

Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :

,

(4.15)

где и - динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкой нефтью вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкой нефтью разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкой и маловязкой нефтью изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в %/год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим - уменьшается, а по третьим - возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор (ВНФ) - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м³/т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязкой нефти в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязкой нефти увеличивается до 5-8 м³/т и в некоторых случаях достигает 20 м³/т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин - важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих - минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт - давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутри промыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.