Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

Характер  природного режима залежи и строение продуктивной части отложений следует  учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади.

 

В условиях газового режима при умеренной неоднородности коллекторских свойств предпочтительнее равномерное размещение скважин  на всей площади залежи. При неоднородном строении пластов, выражающемся в наличии  в пределах залежи зон с высокой продуктивностью, целесообразно размещение скважин именно в этих зонах, т. е. неравномерное по площади. Если коллекторские свойства улучшаются в направлении к сводовой части залежи, размещать скважины целесообразно главным образом в наиболее повышенной части структуры. Промышленная апробация размещения скважин в центральных частях крупных месторождений показала высокую эффективность этого мероприятия.

 

При размещении скважин на газовой залежи с водонапорным режимом следует  исходить из соображений обеспечения возможно более равномерного внедрения краевой воды в залежь. Поэтому задача размещения скважин должна решаться в сочетании с задачей вовлечения в процесс дренирования всей газонасыщенной мощности пород в скважинах. Выполнение этого условия в большей степени обеспечивает равномерная сетка размещения скважин, при которой уменьшается возможность образования неизвлекаемых целиков газа, образующихся вследствие неоднородного строения пластов в тупиковых зонах.

 

Геологическое строение залежей оказывает влияние  на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сериями скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой четко выраженные единые гидродинамические системы, даже в случае большой мощности продуктивных отложений, достигающей нескольких сот метров, при газовом режиме можно разрабатывать одной серией скважин, т. е. как единый эксплуатационный объект.

 

При пластовом строении залежей в  условиях затрудненной сообщаемости пластов  и большой суммарной газонасыщенной мощности как при газовом, так и при водонапорном режиме целесообразнее выделять два-три объекта разработки и более. Такое решение обеспечивает большие возможности управления разработкой каждого из объектов. При сходности коллекторских свойств пород в условиях пластового строения залежи и относительно небольшой суммарной мощности пластов по экономическим соображениям может оказаться целесообразным и объединение всех пластов в один эксплуатационный объект. Возможен и такой вариант разбуривания, когда первую очередь скважин, необходимых для опытно-промышленной эксплуатации, бурят со вскрытием всех пластов, а в последующих уплотняющих скважинах пласты вскрываются выборочно.

 

Значительное  влияние на системы разработки и  обустройства газовых месторождений  оказывает глубина залежей. При инфильтрационной природе пластового давления (а именно в этих условиях наиболее вероятно проявление активного водонапорного режима) глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления. Последнее .же влияет на начальные дебиты скважин н на динамику добычи газа из залежи.

 

При разработке газоконденсатных залежей  с поддержанием пластового давления влияние геологических факторов на выбор системы и на показатели „разработки еще более увеличивается. Обоснование расположения нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса воздействия на газоконденсатную залежь во многом будут определяться теми же геологическими факторами, что и при нагнетании воды в нефтяную залежь,— размером залежи, ее тектоническим строением, коллекторскими свойствами пород, характером и степенью макро-и микронеоднородности и др.

 

При закачке в пласт сухого газа при  обосновании системы размещения нагнетательных и добывающих скважин  следует учитывать, наличие или  отсутствие связи залежи с законтурной областью, размеры залежи, углы падения пород. При небольших размерах залежи, значительных углах падения пород и отсутствии взаимодействия залежи с законтурной областью (залежь литологического типа с наличием вторичного «запечатывающего» слоя у ее основания) предпочтение может быть отдано варианту с размещением нагнетательных скважин во внутренней части залежи, а добывающих—во внешней. Этот вариант имеет следующие преимущества: направленность вытеснения более плотного пластового газа менее плотным сухим сверху вниз, что обеспечивает высокую эффективность процесса: отсутствие геологических предпосылок для оттеснения части пластового газа за пределы залежи: возможность перевода нагнетательных скважин в фонд добывающих после завершения сайклинг-процесса.

 

При хорошей связи залежей с водонапорной системой, особенно при пологом залегании  пластов, большими преимуществами обладает вариант с размещением нагнетательных скважин в периферийной части  залежи, а добывающих—во внутренней. В указанных геологических условиях применение такой системы разработки обеспечивает условия для продолжительной безводной эксплуатации добывающих скважин, располагаемых вдали от контура газоносности. Повышение пластового давления в зоне расположения нагнетательных скважин резко снижает возможность внедрения в залежь контурной воды. Большая площадь газоносности служит благоприятной предпосылкой для равномерного размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади, т. е. для системы, подобной площадной, применяемой при разработке нефтяных залежей, но при больших расстояниях между скважинами.

 

С применением  заводнения газаконденсатные залежи могут  разрабатываться при высокой  проницаемости пород-коллекторов, обеспечивающих достаточную приемистость нагнетательных скважин. На небольших залежах более целесообразно законтурное заводнение, на больших—внутриконтурное—площадное или с расположением нагнетательных скважин рядами.

 

Влияние геологической неоднородности пластов  на разработку газоконденсатных залежей  весьма существенно при использовании любого рабочего агента. При нагнетании сухого газа могут произойти преждевременные прорывы его к забоям добывающих скважин. Это снижает эффективность процесса извлечения конденсата из недр, приводит к увеличению его продолжительности и требует значительного суммарного объема закачиваемого газа. При заводнении из-за неоднородности пластов возможно опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям, преждевременное обводнение добывающих скважин.

 

Большое влияние на выбор системы разработки, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т. е. устойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойных зон пластов носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные породы— слабосцементированные и с легко разрушающимся глинистым цементом. Процесс разрушения пород особенно активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента. Торможение этого процесса может быть обеспечено установкой в скважинах против дренируемых пластов специальных фильтров, проведением мероприятий по управлению процессом разработки для продления периода безводной эксплуатации скважин, ограничением дебита скважин. В последнем случае требуется соответствующее увеличение количества скважин для обеспечения заданной динамики добычи газа. Ожидаемые масштабы разрушения пород при эксплуатации газовых скважин и возможные меры по ограничению этого процесса должны обосновываться в периоды разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения путем соответствующего изучения керна и исследования безводных и обводняющихся скважин на различных режимах.

 

Как видно из изложенного, геологические факторы оказывают большое влияние на выбор системы и условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о возможных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени по сравнению с нефтяными оказывают влияние такие факторы, как заданный темп разработки месторождения, соответствующая ему скорость снижения пластового давления, требующийся комплекс промысловых сооружений и необходимые сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.

 

Так же как и по нефтяным месторождениям, рациональные системы разработки газовых  месторождений, учитывающие весь комплекс факторов, обосновываются путем газогидродинамических расчетов нескольких вариантов разработки, наиболее полно учитывающих геологопромысловую характеристику месторождения, и выбора оптимального варианта по результатам сравнения.

 

5. ОСНОВНЫЕ  ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

5.1. ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

 

Эксплуатационным  объектом называют  пласт или  группу пластов, предназначенных для  разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.

 

Эксплуатационный  объект, в который объединяются несколько  пластов одной залежи или несколько  залежей различных продуктивных пластов, следует называть многопластовым эксплуатационным объектом.

 

Под объектом разработки понимают отдельный  пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование  разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

 

Каждый  эксплуатационный объект разбуривается  по определенной системе. Устанавливаются  определенные расстояния между добывающими  скважинами, их взаимное расположение, параметры сетки скважин. При определении порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку решается вопрос об определенной системе расположения скважин по разрезу месторождения. В этом случае обычно вводится понятие «серия» скважин, оно отображает порядок разбуривания месторождения добывающими скважинами по разрезу, т.е. в пределах этажа нефтеносности или этажа разработки.

 

Анализ  материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов в нашей стране, а также в  целом ряде зарубежных стран позволяет  сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов:

 

1.      геолого-промысловые;

 

2.      гидродинамические;

 

3.      технические;

 

4.      технологические;

 

5.      экономические

 

Односторонний учет только одной из этих групп  не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.

 

Геолого-промысловые  факторы. Из этой группы учитываются  следующие:

 

1.      возможность и однозначность  расчленения разреза месторождения,  корреляция отложений и выделения  продуктивных пластов;

 

2.      литологическая характеристика  продуктивных пластов;

 

3.      общая, эффективная и нефтенасыщенная  мощности продуктивных пластов;

 

4.       коллекторские свойства пластов  по керну и промыслово-геофизическим  данным;

 

5.      результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами;

 

6.      физико-химические свойства нефти,  газа и воды;

 

7.      мощность промежуточных толщ  между продуктивными пластами, мощность  покрышек;

 

8.      методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазоносности;

 

9.       запасы нефти и газа в продуктивных  пластах и их соотношение по  разрезу месторождения;

 

10.  первоначальные пластовые давления  в залежах и их соотношение  по разрезу месторождения;

 

11.  гидрогеологическая характеристика  и режим залежей.

 

Гидродинамические факторы. Гидродинамические расчеты  при выделении ЭО применяются  для решения ряда задач, важнейшими из которых являются:

 

1.      установление годовой добычи  по залежи каждого пласта:

 

2.      определение динамики добычи  нефти по каждому пласту до  конца разработки;

 

3.      установление продуктивности и  затем годовой добычи объединяемых  в один эксплуатационный объект  продуктивных пластов;

 

4.      оценка динамики добычи нефти,  воды в целом по месторождению;

 

5.      расчет обводнения скважин, залежей  и эксплуатационных объектов;

 

6.      определение продолжительности  отдельных стадий разработки  месторождения;

 

7.      нахождение оптимального уровня  добычи нефти по месторождению  с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий.

 

Технические факторы.

 

1.      Способ и технические возможности  эксплуатации. Не рекомендуется  объединять в один объект эксплуатации  залежей пласты с различным способом эксплуатации.

 

2.      Выбор диметра эксплуатационных  колонн

 

3.      Выбор диаметра НКТ и т.д.

 

4.      Технологические факторы 

 

5.      выбор сетки добывающих скважин  каждого объекта эксплуатации.

 

6.      выбор метода поддержания пластового давления.

 

7.      возможность применения различных  методов повышения нефтеотдачи.

 

Таким образом, выделение эксплуатационных объектов разработки является оптимизационной  задачей.

 

Обычно  проводят в два этапа. На первом этапе  рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.