ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

  Главная      Учебники - Геология     Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология 2-е изд. (Абрикосов И.X., Гутман И.С.) - 1982 год

 поиск по сайту           правообладателям

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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 510 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  ..