|
|
содержание .. 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 ..
ГЛАВА V ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ § 1. Рациональные системы разработки Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуатации залежи и управлять им — определять расположение, число, порядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходимость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания (А. П. Крылов и др., 1962 г.). Системы разработки должны быть рациональными, т. е. должны отвечать следующим основным требованиям: достижению макси-
мально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточно высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторождений. В нашей стране основным методом воздействия на пласт является метод заводнения, внедренный в середине 40-х гг. на всех залежах нефти, не обладающих активным природным режимом дренирования.
§ 2. Геологические факторы, определяющие выбор рациональной системы разработки К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся следующие (М. М. Иванова, 1976 г.): размеры и форма залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекторов, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление и разница между этим давлением и давлением насыщения. Размеры и форма залежей определяют применение системы воздействия на пласт и выбор его вида. Небольшие по размерам залежи с проявлением в них естественного водонапорного или упруго-водонапорного режимов могут разрабатываться в условиях природных режимов. Залежи, большие по размерам, но с небольшой шириной (до 5—10 км), могут разрабатываться с применением законтурного заводнения. При разработке крупных залежей предусматриваются различные варианты внутриконтурного заводнения. Размеры водонефтяных зон влияют на размещение добывающих скважин. Так, большие водонефтяные зоны «отрезаются» от чисто нефтяной части залежи, и в их пределах размещаются добывающие скважины. Глубина расположения залежей сказывается на плотности сетки скважин и активности системы заводнения вследствие экономических соображений. Поэтому более редкие, чем следовало бы, сетки скважин сочетаются с более активными системами заводнения. Тип коллекторов обусловливает выбор системы заводнения, темп разработки, подход к вскрытию пластов. Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее неоднородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более активным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин. В зависимости от разницы в величинах начального пластового давления и давления насыщения определяется время начала освоения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки залежи.
§ 3. Основные геолого-технологические факторы, влияющие на величину коэффициента извлечения нефти из недр Рациональные системы разработки предусматривают достижение максимально возможного коэффициента извлечения нефти из недр при экономически целесообразном уровне затрат. 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 г) оказывают влияние в первую очередь степень вытеснения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения т)выт, и охват нефтяного пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата Коэффициент вытеснения в значительной мере зависит от величины отношения вязкости нефти к вязкости воды цн/ц.в и степени однородности пласта. Чем меньше ц^/щ и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения возрастает с увеличением объемов прокачанной воды, однако увеличение объемов прокачки ведет к возрастанию себестоимости нефти. Под коэффициентом охвата понимают 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. Перечисленные выше геологические и технологические факторы способствуют потерям нефти после прохождения фронта воды в виде целиков в изолированных линзах и полулинзах, в тупиковых зонах и зонах выклинивания и литолого-фациального замещения, в прослоях с низкой проницаемостью. В зависимости от расположения скважин на участках геологически неоднородных могут образовываться застойные зоны. Целики потерь образуются и в промежутках между скважинами центрального ряда и нагнетательными скважинами разрезающих рядов. Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы в конечном счете увеличить коэффициенты извлечения нефти.
содержание .. 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 ..
|
|
|