Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

При неоднородном по разрезу строении эксплуатационного  объекта снижение давления на забое  добывающих скважин способствует и  увеличению нефтеотдачи пластов, так как при этом обеспечивается включение в работу прослоев и пластов с пониженной проницаемостью, уменьшаются возможности задавки малопроницаемых прослоев попутной водой, скапливающейся в стволе скважины вследствие недостаточной скорости подъема жидкости.

 

С экономической  точки зрения увеличение перепада давления путем снижения забойного давления менее эффективно. чем повышение  давления нагнетания, так как перевод  скважин на механизированную эксплуатацию—процесс более капиталоемкий. Тем не менее  оно приносит значительный экономический эффект.

 

При определении допустимых минимальных  значений забойного давления в добывающих скважинах следует учитывать  следующее. Снижение забойного давления ниже давления насыщения допустимо  по разным залежам лишь на 15—25% от его величины. При большем снижении забойного давления раз-газирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи вследствие значительного проявления режима растворенного газа. При слабой цементации породы-коллектора, при наличии обширных водонефтяных или подгазовых зон необходимо обосновывать предельную величину забойного давления, при которой не происходит значительного выноса песка или конусообразования.

 

Необходимую величину перепада давления между областями  питания и отбора и уровень  определяющих ее давлений на линии питания и в зоне отбора обосновывают по каждому эксплуатационному объекту с учетом его геологопромысловой характеристики.

 

При низкой продуктивности залежей возрастает необходимость создания более высоких  градиентов давления для обеспечения достаточно высоких уровней добычи нефти и соответственно необходимость все более полного использования геолого-технических возможностей применения высокого давления нагнетания воды и эксплуатации добывающих скважин при низком забойном давлении.

5.5.ФОНД  СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Фонд  скважин различного назначения

 

Скважины  представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:

 

каналами  для подъема У В и попутных компонентов из недр,

 

для получения информации о залежах,

 

для управления процессами дренирования пластов.

 

 

 

Фонд  скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам—

 

-          по назначению,

 

-          по очередности бурения, 

 

-          по способам эксплуатации,

 

-          по состоянию на отчетную дату,

 

-          по времени ввода в эксплуатацию  и т. д. -

 

Количественное  и качественное изменение фонда  скважин во времени по объектам и  месторождениям на конец каждого  квартала отражается в специальных  отчетных документах промыслово-геологической  службы, на основании которых планово-экономическое подразделение составляет отчет по эксплуатации  скважин   нефтегазодобывающего   предприятия в целом.

 

Ниже  приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его  на группы по основным признакам.

 

Скважины  эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы:

 

-          добывающие,

 

-          нагнетательные,

 

-          специальные, 

 

-          вспомогательные.

 

Добывающие  скважины - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов. По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин

 

Нагнетательные  скважины предназначены для нагнетания в пласты различных агентов с  целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

 

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью  изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы:

 

-оценочные 

 

-контрольные  скважины.

 

Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности  и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

 

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят:

 

- пьезометрические  и 

 

- наблюдательные  скважины.

 

Пьезометрические  скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины обычно располагаются за контуром нефтеносности, т. е. в водоносной части пласта; по данным о поведении пластового давления в них составляется характеристика законтурной области. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, остановленные в пределах залежи для наблюдения за изменением пластового давления.

 

Наблюдательные  скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов — за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с неперфорированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

 

Наряду  со специальными скважинами для изучения процессов, протекающих в пластах, широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения таких скважин в сеть специальных скважин особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины, добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной—для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, свойственных наблюдательным скважинам.

 

Фонд  специальных скважин частично создается  за счет

 

их  целенаправленного бурения,

 

скважин, которые уже выполнили поставленные ранее перед ними задачи.

 

Так, в число пьезометрических переводят  разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважина может использоваться в качестве пьезометрической.

 

К числу  вспомогательных скважин на месторождении  относят:

 

водозаборные  и 

 

поглощающие скважины.

 

 

 

Водозаборные—это  скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения.

 

Поглощающие (сбросовые) скважины используются в  необходимых случаях для захоронения  попутных и других промысловых вод  в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

 

В качестве вспомогательных, так же как и  специальных, используются скважины, целенаправленно  пробуренные или переведенные из других групп.

 

 

 

Скважины  с разной очередностью бурения

 

Первую  очередь скважин на залежах нефти  и газа составляют разведочные скважины, которые по окончании разведки переводятся  в основном в добывающие и частично — в нагнетательные.

 

Нефтяные  залежи небольших размеров могут  на 1—2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки. На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими добывающими скважинами. Эксплуатация разведочных и опережающих скважин, освоение под закачку воды двух-трех скважин позволяют уточнить представления о режиме залежи, продуктивности и приемистости .скважин, устойчивости пластов-коллекторов против разрушения, характере обводнения скважин и др.

 

При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

 

Последующее бурение осуществляется в соответствии с технологической схемой и затем  — с проектом разработки. проектным  документом на разработку предусматриваются  основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда, т. е. скважины, расположенные по равномерной или равномерно-переменной сетке в установленных границах площади размещения проектных скважин. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда, в результате чего размещение скважин становится неравномерным, соответствующим характеру неоднородности эксплуатационного объекта.

 

При резкой мезо- и макронеоднородности, переходящей в прерывистость  пластов-коллекторов со сложной  конфигурацией зон их распространения  по площади, а также при осложненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех проектных скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от «известного к неизвестному». При этом, опережая, главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно (с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При наличии в этой скважине продуктивного пласта на соседние проектные скважино - точки также переводятся буровые станки, при отсутствии пласта бурение соседних проектных скважино-точек отменяется. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. На многопластовом месторождении «сухие» скважины переводят на другие эксплуатационные объекты. При наличии на месторождении одного объекта их ликвидируют, в соответствии с требованиями Госгортехнадзора, без спуска эксплуатационных колонн.

 

Разбуривание  газового месторождения осуществляют в несколько ином порядке. Первую очередь добывающих скважин составляют разведочные скважины. По небольшим объектам их количество иногда оказывается достаточным для обеспечения установленного максимального уровня добычи газа. По средним и крупным месторождениям вслед за разведочными бурят первую очередь добывающих скважин, необходимых для выхода на максимальный уровень добычи. Затем в течение второй стадии разработки бурят дополнительные скважины для поддержания достигнутого максимального уровня добычи, что необходимо в связи с падением дебита и выключением из работы ранее пробуренных обводнившихся скважин.

 

 

 

Учет  изменений фонда скважин

 

Фонд  скважин каждого действующего эксплуатационного  объекта, месторождения и предприятия  в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно постепенно возрастает, на III и IV—уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время часть нагнетательных скважин может использоваться в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины временно используют в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. После обводнения промежуточные скважины также осваивают под закачку воды, т. е. переводят в группу нагнетательных. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные.

 

Изменяется  состояние скважин. В основном они  должны находиться в работе, но могут  быть и в ремонте или простаивать  по различным причинам.

 

Для регистрации движения фонда скважин  на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин» (табл. 3). В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

 

В фонде  скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.

 

Эксплуатационный  фонд—основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а также скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции.