Классификация систем разработки.

Модуль 3 «Разработка нефтяных месторождений», «Геология», «Скважинная добыча нефти»,

«Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами»

Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки.

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и уп­равлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на плас­ты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических про­ектных документах.

Под эксплуатационным объектом понимается про­дуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород про­дуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насы­щающих их флюидов, величины начальных приведенных пласто­вых давлений.

Объект разработки – 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.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.

2. Физико-химические свойства нефти и газа.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. (Различие фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов)

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений.

5. Техника и технология эксплуатации скважин.

Классификация систем разработки.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением).

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин.

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием

2.2.1. Рядные системы разработки

-О д н о р я д н а я система

-Т р е х р я д н а я и п я т и р я д н а я с и с т е м ы.

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин: -5 - 7 – 9

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти.

Размещение скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной с учетом одинаковых расстояний между скважинами.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замедленную систему разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый — все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетают. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, гравитационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии.

Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.

Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом скважины размещали рядами, параллельными первоначальному контуру нефтеносности. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (без ППД); системы с поддержанием пластового давления, когда применяют методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.

По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, барьерное, блоковое, сводовое, очаговое, площадное заводнение.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа.

2. Распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти.

Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), то:

-существенно снизятся капиллярные силы и поверхностное натяжение на контакте нефть с водой;

- улучшится смачиваемость водой поверхности зерен породы и пленки нефти станут лучше отмываться от пород,

- нефть хорошо растворяется в такой воде (смешивается с ней) поэтому ее легче извлечь из пласта, со снижением поверхностного натяжения глобулы остаточной нефти в заводненной области пласта будут легче деформировать свою поверхность и продвигаться через сужения пор.

В результате оказывается высокой эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ. Она зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов. Найти оптимальные условия применения конкретного ПАВ или подобрать для заданных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ сложно.

На рисунке 14.1 показаны кривые относительных проницаемостей kB(s) и kH(s), построенные по данным вытеснения нефти обычной водой (сплошные линии) и водным раствором ПАВ (пунктирные линии). При использовании водных растворов ПАВ кривая относительной проницаемости для нефти перемещается вправо по сравнению с таковой при вытеснении нефти обычной водой.

Рисунок 14.1 Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ. Относительная проницаемость: 1 – kH для нефти при вытеснении ее обычной водой; 2 – kH 1 для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 – kB для обычной воды; 4 – kB 1 для водного раствора ПАВ

Следовательно, количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается (соответствующая величина s*1 > s*).

Для построения математической модели вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо еще уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды. Выделим элемент длиной , высотой и шириной b в направлении, перпендикулярном к плоскости. В него через левую грань входит вместе с водой за время Δt количество ПАВ, равное vB bhcΔt (с есть удельная концентрация ПАВ в воде), а через правую грань элемента пласта выходит количество ПАВ, равное:

В воде, насыщающей элемент пласта, за время Δt происходит приращение ПАВ, равное:

На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется количество ПАВ, равное:

где А есть количество сорбировавшегося ПАВ.

На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим:

Из этого выражения получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:

(14.1)

Или в развернутом виде:

Учитывая, что стоящее в скобках выражение равно нулю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим:

(14.2)

Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:

(14.3)

Уравнение (14.2) можно переписать так:

(14.4)

Уравнение (14.3) может служить для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (14.4) – для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить количество А сорбировавшегося ПАВ в зависимости от концентрации ПАВ в воде. Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта применим изотерму сорбции Генри:

А = с/а. (14.5)

Подставив (14.5) в (14.4), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ:

(14.6)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (14.4) и (14.6).