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 > р_заб > р_нас), 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.