Полная версия

Главная arrow География arrow Биотехнология нефтедобычи: принципы и применение

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>

Разработка нефтяных месторождений

Для добычи нефти бурят глубокие скважины, по которым выкачивают нефть. При разработке залежи приток жидкости в скважины, вскрывшие однородный пласт, происходит по радиальным направлениям. Жидкость, поступающая в скважину, проходит последовательно как бы через ряд концентрично расположенных цилиндрических поверхностей, заключенных между непроницаемыми кровлей и подошвой пласта. По мере приближения к скважине площади этих поверхностей непрерывно уменьшаются, а скорости фильтрации жидкости при постоянном расходе непрерывно увеличиваются, достигая максимума у ее стенок. Следовательно, при перемещении единицы объема жидкости в направлении скважины непрерывно должны возрастать затраты энергии или связанные с этим перепады давления на единицу длины пути.

Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессом движения жидкости и газа в пласте к скважинам путем надлежащего их размещения, установления режимов эксплуатации скважин при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии. Из всех возможных систем разработки выбирается наиболее рациональная, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу. Дебит и приемистость скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического состояния продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы эксплуатации скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей - положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, выноса песка к забоям, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и др.

Поддержание пластового давления путем закачки в пласт воды и газа. По методу воздействия применяют:

  • • системы разработки без воздействия;
  • • системы разработки с воздействием на пласт.

Системы без воздействия на пласт используют в процессе разработки нефтяных месторождений естественную пластовую энергию. Лучшие результаты достигаются в условиях упруговодонапорного и газонапорного режимов, обеспечивающих высокую степень извлечения нефти.

Нефтяные месторождения разрабатывают высокими темпами, достигающими 6-8% отбора нефти в год от промышленных запасов. Однако, если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии, происходит быстрое падение пластового давления. При падении этого давления ниже давления насыщения из нефти выделяется газ, увеличивается газовый фактор, напорный режим залежи переходит в режим растворенного газа, дебиты скважин резко снижаются. Наиболее эффективно поддержание пластового давления достигается путем закачки воды или газов в продуктивные пласты.

Закачка воды производится в законтурную или приконтурную часть нефтяной залежи или непосредственно в нефтяную залежь. В зависимости от этого выделяют законтурное или внутриконтурное заводнение.

Законтурное заводнение отличается тем, что нагнетательные скважины бурятся за пределами залежи, вблизи нефтяного контура нефтеносности. Добывающие скважины располагаются рядами параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Применение законтурной системы показало, что она эффективна, если ширина водонефтяной зоны небольшая, пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами (пористость 12-17%, проницаемость больше 0,5 мкм2).

Особенность внутриконтурного заводнения заключается в расположении нагнетательных скважин в чисто нефтяной части залежи. К внут-риконтурному заводнению относятся закачка воды в разрежающие залежь ряды нагнетательных скважин, приконтурное, площадное, очаговое заводнение.

В целом для поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт используется как законтурное, так и любой другой вариант внутриконтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении получают дополнительные возможности воздействия на внутренние участки залежи нефти. На месторождениях, разрабатываемых с применением метода поддержания пластового давления, высокий уровень добычи нефти сохраняется длительное время. При этом добывающие скважины эксплуатируются в основном фонтанным способом.

Воду в пласт нагнетают через нагнетательные скважины, расположенные между эксплуатационными. Вода при движении по пласту от забоев нагнетательных скважин вымывает оставшуюся в порах нефть и проталкивает ее по направлению к участкам с пониженным давлением, т.е. к забоям эксплуатационных скважин. Для более успешного протекания процесса желательно, чтобы эффективная мощность пласта была небольшой - 10-15 м.

Большое значение при заводнении имеет приемистость нагнетательных скважин. Она зависит в первую очередь от проницаемости породы и величины избыточного давления, создаваемого на забоях скважин.

Хорошие результаты получаются при нагнетании от 1 до 3 м3 воды на 1 м мощности пласта.

При заводнении залежи выделяется два основных периода: безводная добыча (до прорыва воды в эксплуатационные скважины) и последующее прогрессивное обводнение эксплуатационных скважин.

Факторы, влияющие на вытеснение нефти. Различают конечный и текущий коэффициенты извлечения нефти. Конечный коэффициент определяется отношением величины извлекаемых запасов залежи к начальным балансовым, а текущий - отношением накопленной добычи к начальным балансовым запасам залежи.

На величину коэффициента извлечения нефти р оказывает влияние в первую очередь степень извлечения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения рвьп., и охват нефтяного пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата рохв, а также коэффициентом заводнения рзав . Таким образом, коэффициент извлечения нефти р равен:

Л Лвыт. Лохв. Лзав,-

Коэффициент вытеснения рвыт в значительной степени зависит от величины отношения вязкости нефти к вязкости воды Цн / рв и степени однородности пласта. Чем меньше отношение рн / рв и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения рВЬ1Т в естественных условиях редко превышает 0,6-0,7. Незначительная проницаемость пород, высокое соотношение вязкости нефти и воды (рн / рв ), глинистость пород, широкий диапазон изменения пор по размерам, шероховатость поверхности зерен минералов, высокое содержание асфальтенов И СМОЛ В нефти способствуют снижению значений Лвыт.- Низкие значения поверхностного натяжения нефти на границе с водой, высокие моющие свойства вод способствуют повышению нефтеотдачи. Вода лучше вытесняет нефть, чем газы. Коэффициент вытеснения возрастает с увеличением объемов прокачанной воды, однако увеличение объемов закачек ведет к удорожанию себестоимости нефти.

Под коэффициентом охвата г|охв. понимается отношение объема залежи, охваченного разработкой, к объему всей залежи. Он зависит от проницаемости пласта и ее изменчивости, расчлененности, прерывистости, от потерь нефти в тупиковых зонах, неполноты вытеснения по мощности пласта, несовершенства системы разработки в части размещения скважин и плотности сетки скважин.

Нефтеотдача также зависит от температуры в залежи, качества вскрытия пласта, от степени и характера механических изменений перового пространства коллекторов под влиянием возрастающего по мере падения пластового давления эффективного напряжения и т.д.

При выборе методов повышения нефтеотдачи исходят из учета основных видов остаточной нефти, формированию которых способствуют геологические условия конкретной залежи и принимаемая для внедрения система разработки.

Отмечаются следующие виды остаточной нефти:

  • а) нефть в пропластках и линзах пород, не вскрытых скважинами;
  • б) нефть, оставшаяся в зоне проникновения вытесняющих агентов (нагнетаемой и пластовой воды или газа), слабо промытых и совсем не тронутых целиках и участках различного размера, не охваченных вследствие неоднородного строения и состава пород и неравномерного продвижения фронта вытеснения;
  • в) пленочная и капиллярно удерживаемая нефть, оставшаяся позади фронта вытеснения и капиллярных каналов.

Основная остаточная нефть находится в микро- и макроцеликах, непромытых тупиковых зонах, в областях, экранированных непроницаемыми границами, линзах и участках пласта, не вскрытых скважинами.

Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт в первую очередь направляются на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы в конечном итоге увеличить коэффициент извлечения нефти.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>