Режимы работы пластов. Объект разработки. Основные ТПР. Стадии разработки месторождения. (Лекция 3)

1. Тема 2. Основы разработки месторождений. Системы РМ

Лекция 3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПЛАСТОВ.
ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ. ОСНОВНЫЕ ТПР.
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.

Источниками пластовой энергии, под действием которой
жидкость из пласта притекает к забоям скважины являются:
1) Энергия напора подошвенных и краевых вод;
2) Энергия сжатых газов газовой шапки;
3) Энергия газа, выделяющегося из нефти при Рпл <Рнас
4) Энергия упругости сжатых пород и жидкостей;
5) Энергия напора нефти за счет силы гравитации;
Энергии этих видов могут проявляться в залежи
совместно, но энергия упругости проявляется всегда
Пластовая энергия расходуется:
- на преодоление сил трения между слоями
жидкости и газа, и трения их о породу
- на преодоление сопротивлений капиллярномолекулярных сил в пласте

3.

Режим работы нефтяных месторождений
Это форма преобладающего типа пластовой энергии,
посредством которой нефть движется к добывающим скважинам
• Режим определяется как искусственно созданными
условиями РМ, эксплуатации скважин, так и природными
геолого-физическими факторами
• Режим
можно
устанавливать,
поддерживать,
контролировать и заменять другим. Но не всегда смена режима
обратима
• Режим в большой степени зависит от темпов отбора
жидкости и газа, а также искусственных мероприятий,
проводимых в процессе разработки
• В изолированном виде каждый из режимов эксплуатации
встречается редко
Разновидности режимов
•водонапорный (естественный и искусственный),
•газонапорный (режим газовой шапки),
•режим растворенного газа,
•гравитационный
•смешанный
Не всегда просто определить режим залежи, т.к. в ряде случаев многие
факторы, определяющие режим, проявляются одновременно

4.

водонапорный режим
Кн=0,5…0,8
Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и
перемещением ее в пласте за счет напора контактирующей с ней
воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При
жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается
за счет краевых и подошвенных вод, количество которых
пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных
водоемов
КИН - отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам

5.

упругий водонапорный режим
Кн=0,5…0,6
Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на
упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в
естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии при
наличии обширной водоносной части пласта (до 100 км и более)
Vз Vп ( Р0 Рпл )
Упругий запас пласта - это объем жидкости, который можно извлечь из
пласта за счет объемной упругости пласта и насыщающих флюидов при ↓
Рпл

6.

газонапорный режим
(или режим газовой шапки)
Кн=0,4…0,7
Газонапорный режим связан с перемещением нефти
в пласте под давлением контактирующего с ней газа
(расширения газовой шапки)

7.

режим растворенного газа
Кн=0,15…0,3
Режим растворенного газа характерен для нефтяных
месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а
в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая
вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в
пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный
газ

8.

гравитационный режим
Кн=0,1…0,2
Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин
наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При
этом единственной движущей силой перемещения нефти по
капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте.
Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих)
пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках

9.

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
движением флюида к ДС
-
управление
путем надлежащего
размещения и ввода всего заданного фонда скважин (Д
при
равномерном и экономном расходовании
пластовой энергии
и Н)
с целью поддержания намеченных режимов их работы
Из всех возможных систем РМ необходимо выбрать наиболее
рациональную (разбуривание минимальным числом скважин,
обеспечивающим заданные темпы отбора и КИН при
минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных
затратах)

10. СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПЕРВАЯ - стадия ввода в эксплуатацию происходит интенсивное бурение ОФ
скважин, темп разработки непрерывно
увеличивается и достигает максимального
значения, обустраивается поверхностная
инфраструктура: система сбора, подготовки,
транспорта, хранения продукции и т. д.,
требуются
самые
большие
удельные
капитальные вложения. Длительность ее зависит от
размеров месторождения и
составляющих основной фонд
темпов
бурения
ВТОРАЯ
стадия
поддержания
максимального уровня добычи нефти характеризуется более или менее стабильными
годовыми отборами нефти. Самая эффективная
часть периода разработки месторождения. Незначительные
удельные затраты, максимальная выручка
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
скважин,
ТРЕТЬЯ - стадия падающей добычи нефти резкое падение объемов добычи и рост
обводненности
продукции.
Падение
рентабельности добычи. Значительная часть
скважин к концу этой стадии выбывает из
эксплуатации
ЧЕТВЕРТАЯ - завершающая стадия разработки
характеризуется
низкими
темпами
разработки.
Наблюдаются
высокая
обводненность продукции и медленное
уменьшение добычи нефти Рентабельность
часто минимальна, требуются налоговые
стимулы
для
продолжения
разработки
(введение льгот по НДПИ на выработанные
месторождения, стимулирование применения
МУН)

11.

Стадии разработки нефтяного месторождения
(Qn - объемы годовой добычи, t - время)

12.

Принципы и правила разбуривания месторождения
Стратегия разбуривания НМ д. обеспечить
равномерную выработку запасов и достижение
расчетного КИН к окончанию срока разработки
В соответствии с требованиями охраны недр не допускается
опережающая выработка наиболее продуктивных
пластов («выборочная отработка»)
Для реализации этих требований:
• осуществляются разбуривание и ввод в разработку
отдельных ЭО с темпами и последовательностью,
обеспечивающими равномерный охват пласта
воздействием;
• производятся соответствующее разбуривание и
ввод Д и Н скважин при установленном их
соотношении в случае обеспечения проектной
системы разработки с ППД

13.

Порядок разбуривания
1) На основе детальной 3D геологической модели
выбирается схема разбуривания и реализуется
запланированная сетка скважин
2) М. разбуривается по редкой сетке, в том числе и в силу
экономии
капитальных
вложений,
с последующим её
уплотнением по мере детализации его
строения и наличия средств, поступающих от реализации
добытой нефти (недостаток - большая неравномерность выработки пластов, хотя в ряде
случаев может предотвратить принятие неоптимальных решений в силу недостатка
информации)
Стратегии разбуривания
Ползущая сетка – М. разбуривается от периферии к
центру (при разработке крупных месторождений, при этом
последовательно уточняется геологическая модель)
Мгновенное разбуривание -основная проектная
сетка скважин бурится за короткий промежуток
времени (рекомендуется для мелких месторождений).

14.

Общая (интегральная) формула для определения
объемов добычи из нефтяного месторождения
на любой стадии разработки
t
qн (t ) N кр .э zэ (t ) ( )d
t 0
qн (t )
qн.э. (t ) ( )d
0
Nкр.э =
N изв.э
n
qн ( )
Zэ
N изв.э
Nизв.э
- - извлекаемые запасы элемента;
скважин элемента; τ - переменная интегрирования;
n t число
- рассматриваемый период времени разработки
-
ώ(τ) - темп ввода в разработку
Только на первом этапе разработки есть понятие темпа ввода, далее
проводится только сложение дебитов по элементам

15.

Основные технологические показатели разработки (ТПР)
I группа - основные показатели работы залежи
q (t )
z (t ) н
1. Годовая добыча нефти , тыс. т.
N изв
2.Темп отбора от НИЗ, % qн(t) — годовая добыча нефти в зависимости от времени разработки
q (t )
3. Темп отбора от ТИЗ % z (t ) N н Q 100%
t
изв
н
Q н (t) q iн
4. Накопленная добыча нефти
i 1
5. Коэффициент извлечения нефти ( КИН) – д. ед.,%:
КИН = V извл / Vгеол
V извл. - объем извлекаемых запасов; Vгеол - объем геологических запасов
6.Текущий коэффициент извлечения нефти
КИН(t)=Qн(t)/Vгеол
7.Годовая добыча жидкости, млн т. всего, в т. ч. механизированным способом
8.Годовая добыча газа, млн м3
9.Накопленная добыча газа, млрд м3
10.Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. т. жидкости, млн. м3 газа.
11.Обводненность, в % (д. ед.) W(t)=qв(t)/qж(t) - отношение дебита воды к суммарному
дебиту нефти и воды (0-1)
12. Компенсация отбора закачкой - отношение закачанного объема воды к объему отобранной жидкости
(Оба объема в пластовых условиях) м. варьировать на разных этапах и условиях разработки (Вначале он может быть меньше 100 %,
потом быть равным 200-300 %, а затем опять снижаться)

16.

Основные технологические показатели разработки (ТПР)
II группа - показатели, связанные с фондом скважин
1)
2)
3)
4)
5)
Темп ввода скважин из бурения
Эксплуатационный фонд
Действующий фонд
Количество Д и Н скважин
Средний дебит скважин по Н, Ж, Г, приемистость НС