Стадии разработки

Разрабатываемые нефтяные залежи имеют различную геолого-физическую характеристику, широкий диапазон размеров площади нефтеносности и глубин залегания. Применяемые системы разработки также разнообразны. В связи с этим практически не удается найти объекты с идентичной динамикой добычи нефти. Тем не менее, необходимо выявить общие тенденции в фактической динамике, чтобы в случае отклонений в последней по возможности объяснить их причины.

Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:

 

Рис.4.1.Стадии разработки пласта

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 высокими уровнями годовых отборов 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, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Стадия характеризуется нарастанием обводненности продукции. 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, медленно снижающимися уровнями добычи нефти. Наблюдаются высокая обводненность продукции, постоянное уменьшение эксплуатационного фонда скважин.

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.

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 вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.

Анализ большой группы месторождений (68 месторождений) Азербайджана, Чечено-Ингушетии, Урало-Поволжья, Казахстана, Краснодарского края. Объекты представлены в основном терригенными коллекторами, залегающими на глубине 135-3700 м, с проницаемостью коллектора 0,02-2,17 мкм², вязкостью пластовой нефти 0,7-210 мПа*с, достигнутая нефтеотдача по ним составила 18-82 % (авторы указывают на возможно заниженные начальные запасы нефти на объектах со столь высокой нефтеотдачей), режимы разработки представлены практически все, находящихся на поздней, завершающей стадии разработки, позволил выявить следующие закономерности в динамике их разработки:

1. За основной период разработки (включающий 3 стадии разработки: 1-освоение эксплуатационного объекта, 2-максимальный отбор нефти, 3-значительное снижение отбора) отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти. Вступление залежей в завершающую стадию разработки происходит при снижении темпа отбора нефти от НИЗ около 2%.

2. Быстрое падение добычи нефти в третьей стадии, преждевременное завершение основного периода разработки, резкое падение темпа отбора нефти от остаточных НИЗ может свидетельствовать о неточности определения принятых извлекаемых запасов нефти, г недостаточно обоснованной системе разработки или дефектов ее внедрения.

3. Динамика добычи нефти в основном определяется максимальным темпом добычи нефти. Увеличение его положительно влияет на степень использования запасов в первой и второй стадиях разработки, сокращает время основного периода разработки, при небольшой вязкости нефти дает возможность разработки в третьей стадии без увеличения отбора жидкости.

4. Важной характеристикой процесса разработки является динамика обводнения продукции. По залежам с благоприятной геолого-физической характеристикой большая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Отклонение фактической кривой обводнения от проектной в сторону больших значений указывает на то, что принятой системой разработки не полностью учтены геолого-физические особенности залежи и не обеспечивается предусмотренный проектом охват пласта заводнением. Меньшая, чем по проекту указывает на более полную выработку, чем планировалось.

5. Динамика обводнения зависит от соотношения нефти и воды. Для залежей с маловязкими нефтями характерен продолжительный безводный период разработки и быстрый рост обводненности примерно с середины третьей стадии разработки. Залежи с повышенной вязкостью нефти характеризуются быстрым ростом обводненности с самого начала разработки и отбором большей части запасов при высокой обводненности продукции. Соотношение вязкостей нефти и воды равное 3-4 является граничным между нефтями малой и повышенной вязкости.

6. При малой вязкости нефти обводнение продукции возрастает с уменьшением проницаемости и увеличением неоднородности пластов, а также с ростом ВНЗ.

7. При соотношении вязкостей 1 для монолитного пласта плотность сетки скважин может быть редкая: 40-50 га/скв. Скважины располагаются в пределах внутреннего ВНК. По залежам с соотношением вязкостей 3-4 и большой неоднородностью пластов высокая нефтеотдача и умеренная обводненность продукции обеспечиваются при сетках скважин 20-30 га/скв. По залежам с с повышенной вязкостью нефти при солотношении 4-50, проектная нефтеотдача достигается при разбуривании их по сеткам 6-12 га/скв.

8. Форсированный отбор жидкости из скважин со значительной обводненностью с целью увеличения нефтеотдачи для залежей с повышенной вязкостью дает наибольший эффект. При малых вязкостях нефти желательно наличие неоднородного по строению коллектора.

9. При разработке залежей небольшой ширины со значительной проницаемостью коллектора предпочтительней применение законтурного заводнения. При ширине залежей более 5-7 км законтурное заводнение необходимо применять в сочетании с разрезанием на блоке.

10. Внутриконтурное заводнение используется при пониженной проницаемости и значительной неоднородности коллектора.

Если свести все в единую схему, то можно выделить основные особенности для стадий разработки для залежей с маловязкими нефтями и нефтями с повышенной вязкостью.

В таблице 4.1. приводится условная характеристика состояния стадий разработки для нефтей с различной вязкостью.

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.

Таблица 4.1

 

5.ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Рис.5.1.Кинематика фильтрационных потоков

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

Принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией расположения скважин - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление при радиальной фильтрации вблизи скважин внутренним сопротивлением призабойной зоны скважин.

Формулы гидродинамических расчетов дебитов и давлений выведены при следующих упрощающих решение предпосылках:

1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга
расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние
между рядами больше расстояния между скважинами в ряду.
Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте

U₁-U₂=P₁-P₂ или ∆U=∆P

2.электрическое сопротивление участка электрической цепи пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта

R_э=W+w

3.сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающему через участок моделируемой цепи

I=Q

При этом справедлив закон Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.

На рис.7.2 изображена схема полубесконечного пласта с прямолинейным односторонним контуром питания, который разрабатывается двумя параллельными цепочками скважин (n₁ и n₂). Скважины имеют одинаковые радиусы (R_c1 и R_c2) и забойные давления (Р_c1 и Р_c2). Суммарные дебиты цепочек (рядов) составляют Q₁ и Q_2.

Рис.5.2. Схема пласта с односторонним контуром питания

Для составления системы уравнений используют схему эквивалентных фильтрационных сопротивлений, когда система расположения скважин может быть представлена, как система внутренних и внешних сопротивлений.

 

Рис.5.3.Схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений

Согласно закону Кирхгофа, запишем в гидродинамических символах систему уравнений, мысленно перемещаясь вдоль условного контура из точки К в точку 1, а затем из точки 1 в точку 2:

P_k-P_c1=(Q₁+Q₂)*W_k-1+Q₁w₁

P_c1-P_c2=-Q₁*w₁+Q₂*W_1-2+Q₂*w₂

При этом внешние фильтрационные сопротивления будут равны:

,

Внутренние фильтрационные сопротивления будут равны:

, .

Из системы уравнений (1) можно определить дебиты рядов скважин Q₁ и Q₂, если заданы забойные давления, или забойные давления Р_с1 и Р_с2, если заданы дебиты скважин.