Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

При составлении технологической схемы разработки может быть принята за основу детальная корреляция, выполненная при подсчете запасов нефти и газа (при выделении коллекторов также можно использовать кондиционные значений коллекторских свойств и толщины, обоснованные при подсчете запасов).

При составлении проекта разработки детальная корреляция и кондиционные значения параметров уточняются с использованием дополнительного геологопромыслового материала, полученного в процессе промышленного разбуривания

иначальной стадии разработки эксплуатационного объекта.

2.Положение ВНК и ГНК в разных частях залежи с указанием определя­ ющих их геологических факторов. Приводится схема обоснования указанных

границ залежи (залежей) по данным керна, геофизических исследований и опро­ бования скважин. Определяется среднее значение абсолютных отметок контактовПо залежам с большими размерами водонефтяной зоны и со сложным строе­ нием ВНК, оказывающим значительное влияние на выбор системы разработки»

приводится карта поверхности ВНК.

3. Тектоническая структура залежи (залежей), контуры нефтегазоносности. размеры залежи; кратко описывается структура залежи по реперному горизонту, расположенному вблизи кровли пласта; характеризуется положение контуров нефтегазоносности (при значительной извилистости контуров указываются геоло­ гические причины> ее определяющие); приводятся размеры залежи и водонефтя­ ной зоны; дается определение типа Залежи.

Графические приложения: структурная карта с нанесением на нее внешних и внутренних контуров нефтеносности по пластам и границ распространения коллекторов; детальные геологические профильные разрезы эксплуатационного объекта с Нанесением начального (а при составлении проекта разработки и теку­ щего) положения ВНК и ГНК.

Наряду с графическими материалами должны быть приведены таблицы глубин и абсолютных отметок кровли и подошвы продуктивных пластов, положе­ ния ВНК, общих и нефтенасыщенных толщин.

Л и т о л о г о - ф и з и ч е с к а я х а р а к т е р и с т и к а к о л л е к ­ тор а — степень освещенности коллектора керном, геофизическими и гидроди­ намическими исследованиями. По результатам этих исследований определяют следующее.

1.Литологический состав коллектора, гранулометрию, степень окатанностИ

иотсортированность зерен, состав цемента.

2.Проницаемость, пористость, нефтенасыщенность коллектора.

Названные параметры анализируют по отдельным пластам и эксплуатацион­ ному объекту, по данным каждого из видов исследования (лабораторное исследо­ вание керна, геофизические исследования скважин, гидродинамические исследо­ вания скважин и пластов) и поданным всего комплекса исследований. Указывают число исследованных скважин, интервалы и средние значения параметров, кратко обосновывают метод подсчета средних значений параметров.

По данным каждого из видов исследования оценивают степень изменения пористости и проницаемости коллектора. Для этого составляют таблицы, строят кривые распределения и определяют статистические показатели — средние квадратические отклонения, коэффициенты вариации и др.

По коллекторам смешанных типов (трещиновато-пористым, трещиновато- кавернозно-пористым и т. д.) наряду с общими для коллектора в целом значе­ ниями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности определяют эти параметры раздельно для разного вида пустот (поры, каверны, трещины).

При значительной микронеоднородности коллектора выделяют группы, различающиеся по литолого-физическим свойствам, особенностям разработки и ожидаемой конечной нефтеотдаче.

По залежам, по которым предполагается заводнение при высоких давлениях нагнетания, приводят полученные по данным лабораторных исследований за­ висимости пористости и проницаемости от давления.

Графические приложения: карты изменения по площади пористости, прони­ цаемости, нефтенасыщенности (приводятся при высокой степени микронеоднород­ ности продуктивных пластов) с указанием границ групп коллекторов с разными литолого-физическими свойствами.

92

3. Геологическая макронеоднородиость продуктивных пластов. Для харак­ теристики макронеоднородности пластов необходимы статистические показатели общей и нефтенасыщенной толщи пластов, расчлененности и песчанистости раз­ реза в границах эксплуатационного объекта, интервалы изменения, средние зна­ чения, коэффициенты вариации, объемы выборки. Кроме того, в некоторых слу­ чаях используют и другие показатели макронеоднородности — степень выдер­ жанности (прерывистости) пластов, их литологической (гидродинамической) связанности и др.

По данным изучения неоднородности оценивают возможности продвижения жидкости вдоль и поперек напластования пород, выделяют зоны возможного «естественного» разрезания залежей, участки, опасные в отношении конусообразования, и т. д. По данным исследования скважин глубинными дебитомерами определяют дренируемую толщину эксплуатационного объекта.

Графические приложения: детальные геологические профили эксплуата­ ционного объекта; карты нефтенасыщенной толщины коллекторов; карты распро­ странения коллекторов с указанием тектонических нарушений, контуров нефтегазоносности, зон замещения коллекторов, слияния пластов, распространения групп коллекторов с разными литолого-физическими свойствами и др.

Ф и з и к о - х и м и ч е с к и е с в о й с т в а ж и д к о с т е й и га ­ зов — охарактеризованы физико-химические свойства нефти, газов и пластовой воды эксплуатационного объекта в пластовых условиях, а также состав и свойства разгазированной нефти и выделившегося из нефти газа.

Для характеристики свойств нефти в пластовых условиях по данным анализа глубинных проб нефти, полученных в разных частях площади залежи и освеща­ ющих всю мощность эксплуатационного объекта, определяют следующие пара­ метры (или средние их значения): давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадку, сжимаемость (коэф­ фициент объемной упругости). В соответствующей таблице указывают число ис­ следованных скважин и определения названных параметров.

По залежам, разработка которых предполагается в условиях значительного падения пластового давления или снижения последнего ниже давления насыще­ ния, приводятся составленные по данным анализов глубинных проб таблицы и графики зависимости вязкости пластовой нефти, объемного коэффициента и газосодержания от давления. Физико-химические свойства разгазированной нефти должны быть охарактеризованы следующими показателями: плотностью, кинети­ ческой вязкостью, молекулярной массой, температурой начала кипения и начала застывания, температурой насыщения нефти парафином, процентным содержа­ нием парафина, асфальтенов, силикагелевых смол, серы; фракционным составом, компонентным составом.

В соответствующей таблице приводят средние значения показателей по пластами по объекту в целом, с указанием количества выполненных опреде­

лений.

Для характеристики свойств газа, растворенного в нефти, приводятся дан­ ные о его химическом (компонентном) составе, плотности (абсолютной и по воз­

духу), сжимаемости.

Аналогичные сведения приводятся для характеристики газа, выделившегося из пластовой нефти при однократном разгазировании, и природного газа неф­

тегазовых залежей.

Характеристика пластовой воды дается, исходя из необходимости учета ее свойств при гидродинамических расчетах, а также для оценки возможных по­ следствий смешивания ее с закачиваемой водой (усложнение условий эксплуата­ ции в связи с выпадением солей, жизнедеятельностью бактерий и др.). Приво­ дятся данные о плотности пластовой воды, ее вязкости, сжимаемости, раствори­ мости в ней газов, а также концентрации солей и содержании различных ионов.

Э н е р г е т и ч е с к а я и э к с п л у а т а ц и о н н а я х а р а к т е р и ­

схеме) и текущие (в проекте разработки). Приводится краткая характеристика законтурной зоны залежи, степени связи залежи с законтурной зоной и областью питания. Дается определение режима залежи.

93

Называют организацию, утвердившую (апробировавшую) запасы, и дату утвер­ ждения. Запасы показывают по категориям — балансовые и извлекаемые (на­ чальные и остаточные). В виде таблицы по залежи в целом и по зонам в разделе отражают параметры, принятые при подсчете запасов объемным методом: пло­ щадь нефтеносности, среднюю иефтенасыщенную толщину, коэффициент эффек­ тивной пористости, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти на поверх­ ности (в стандартных условиях), пересчетныи коэффициент. Коэффициент конеч­ ной нефтеотдачи принимают по залежи в целом.

При наличии газовой шапки приводят аналогичные данные о запасах природ­ ного газа по залежи в целом и по зонам — чисто газовой и газонефтяной. При этом дают сведения о принятых при подсчете значениях площади газонасыщенности, газонасыщенной толщины, коэффициента газонасыщения, начального и теку­ щего пластового давления, поправок на температуру, коэффициента сжимаемости газа.

Для многопластового объекта разработки запасы нефти, нефтяного газа и природного газа и принятые подсчетные параметры приводят раздельно по пластам, а по пластам со смешанными типами коллекторов — раздельно по видам пустот (в порах, кавернах, трещинах).

При составлении проекта разработки следует учитывать не только данные, имевшиеся на дату подсчета запасов, но и весь дополнительно полученный гео­ логопромысловый материал. Если дополнительные сведения существенно изме­ няют сложившиеся ранее представления об эксплуатационном объекте (его строе­ нии, положении контуров нефтеносности, параметрах продуктивных пластов и т. д.), излагают соответствующие обоснования и выполняют работу по уточне­ нию балансовых запасов нефти и газа. В таких случаях сопоставляют балансовые запасы и значения подсчетных параметров по зонам, пластам и эксплуатацион­ ному объекту в целом, полученные в результате пересчета и принятые при по­ следнем утверждении запасов.

При необходимости уточнения ранее принятого коэффициента конечной нефтеотдачи дается геологическое обоснование (изменение представлений о ха­

В геологопромысловой части технологической схемы, наряду с основными параметрами, должны быть также рекомендации по выбору системы разработки (а проекта — по уточнению ранее принятой системы разработки), вытекающие на основании геологического изучения залежи.

С учетом накопленного опыта разработки нефтяных месторождений и вы­ полненного ранее большого объема работ по проектированию разработки опреде­ ляют наиболее возможные в конкретных геолого-физических условиях варианты основных технологических решений. Эти рекомендации должны служить основой для выбора расчетных вариантов в технологической части проектного доку­ мента.

В кратком виде формулируются предложения по выбору метода воздействия, возможному размещению рядов (очагов) нагнетательных скважин, диапазону плотности сетки добывающих скважин, методу эксплуатации скважин, перепа­ дам давления между зонами нагнетания и отбора и т. д. Дается ориентировочный прогноз вероятной для рассматриваемых геолого-физических условий динамики основных показателей разработки, годовых темпов добычи нефти и отбора жид­ кости, обводнения продукции и др.

Наряду с геологическим обоснованием системы разработки должны быть кратко сформулированы основные условия успешной ее реализации — порядок разбуривания объекта (с учетом степени изученности запасов и продуктивности различных частей залежи); требования, предъявляемые при вскрытии пластов в процессе бурения; оптимальные интервалы перфорации в нагнетательных и добывающих скважинах в различных частях залежи; рекомендуемый способ эксплуатации скважин; геологические ограничения на дебиты и приемистость скважин и др.

95

ГЛАВА II

ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

§ 1. КРИТЕРИИ И ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

Эксплуатационный объект — это часть нефтяной залежи по площади и по толщине пластов, предназначенный для эксплуатации по самостоятельнымсет­ кам добывающих и нагнетательных скважин. Правильный выбор таких объек­ тов — залог эффективной разработки нефтяного месторождения с высокими тех­ нико-экономическими показателями.

В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыс­ лов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Например, значительная разница в проницаемости пород пластов с различными свойствами не влияет на их объединение в один объект разработки, так как методы поддержания давления при закачке воды в различные пласты через нагнетательные скважины, расположенные по единой сетке, позволяют регулировать продвижение водонефтяного контакта. С увеличением числа разрабатываемых пластое один и тот же дебит получают при меньших депрессиях, в результате чего удли­ няется фонтанный период работы пласта, эксплуатируются насосные сква­ жины с меньшими глубинами спуска оборудования, затрудняется разруше­ ние слабосцементированных пластов и прорыв посторонних вод в скважи­ ну и т. д.

Различные пласты объединяются на основе комплексного изучения геологи­ ческого строения залежи и отдельных ее объектов, гидродинамической их харак­ теристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов [10]. Основной критерий правиль­ ности выделения эксплуатационных объектов — рациональность показателей разработки. Считается лучшим тот вариант, который обеспечивает выполнение плановых заданий при наименьших расходах средств и максимально возможных коэффициентах нефтеотдачи в условиях соблюдения всех необходимых мер по охране недр и окружающей среды.

При изучении геологического строения продуктивной толщи анализируются различные ее характеристики: толщина и число продуктивных пропластков и раз­ деляющих их промежуточных зон; литологическая характеристика продуктивных пластов; коллекторские свойства пород; типы залежей, приуроченные к различ­ ным горизонтам; степень совпадения в них и положение водонефтяных контактов (ВНК); наличие водоносных и газовых горизонтов в продуктивной толще; ожи­ даемые и планируемые режимы работы пластов; состав и свойства нефти п газа в различных горизонтах; запасы в них нефти и газа.

Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты значительной толщины, имеющие крупные (20—30 м и более) непроницаемые разделы. При не­ большой их толщине и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнета­ ние воды в каждый из пластов и регулирование ррггтгеов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. Желательно, чтобы типы за­ лежей были одинаковыми.

Нецелесообразно объединять пласты с различной литологической характе­ ристикой (например, коллектор, сложенный трещиноватыми карбонатными по­ родами, с терригенным). Считается, что допустимо совмещать пласты, проницае­ мость пород в которых различается в 2—3 раза, если методы поддержания давле­ ния позволяют выравнивать темпы их выработки.

Объединение пластов целесообразно при единых водонапорной системе и по­ верхности водонефтяного контакта и нецелесообразно при условиях быстрого обводнения одного или нескольких пластов и при химической несовместимости пластовых вод. Совместная разработка пластов облегчается, если природные их условия способствуют проявлению или поддержанию одинакового гидродинами­ ческого режима работы.

96