- отсутствие достаточной статистической информации о системе разработки;
- нестационарность процесса добычи углеводородов (фонд скважин, дебит и обводненность добываемой продукции и т.д.);
- возникновение неоднозначной статистической совокупности фонда скважин вследствие того, что свойства неоднородного продуктивного пласта не полностью детерминированы;
- сложность системы добычи углеводородов с большим числом элементов и связей (пласт, скважина, оборудование и т.д.) — в процессе разработки параметры изменяются, т.е. система в целом динамична.
Разработка нефтегазовых месторождений делится на четыре основные стадии [170], в соответствии с которыми меняется содержание проектных работ. В силу отмеченной выше специфики, обусловливающей тесную взаимосвязь и взаимодействие подземных и наземных технологических процессов, каждая стадия разработки имеет свои специфические особенности и требует выполнения значительного объема научных исследований, проведения опытно-промышленных работ и обобщения результатов. В начальной стадии разработки месторождения большое внимание уделяется доразвед-ке залежей, определению их геологического строения, подсчету (пересчету) запасов. В дальнейшем — системе разбури-вания залежей, технике и технологии добычи углеводородов, выбору режимов дренирования, обустройству месторождения. На поздней стадии разработки решаются вопросы о дополнительных мероприятиях, направленных на повышение коэффициента извлечения углеводородов из недр, реконструкции объектов обустройства.
При раздельном составлении проектных документов на разработку, бурение, обустройство нефтегазопромыслов необходимо увязывать проектные решения непосредственно на производстве. Возникшие трудности могут быть преодолены только при комплексном проектировании разработки и обустройства нефтегазовых месторождений [2]. Однако вопросы комплексного проектирования ещё не решены окончательно, поскольку вопросы увязки различных проектных положений, сконцентрированных в одном проектном документе, при отсутствии единой методики, учитывающей все виды и формы взаимосвязи наземных и подземных технологических процессов (особенно в динамике) остаются открытыми.
Рациональная разработка нефтегазовых месторождений основывается на соблюдении ряда принципиальных положений, базирующихся на научно-технических достижениях отрасли, анализе и обобщении отечественного и зарубежного опыта разработки, требований по охране недр и окружающей среды, учитывающих изменения в сырьевой базе страны и объективные тенденции ее развития.
Эффективность разработки месторождений и прогнозируемые по ним параметры определяются научно-техническим уровнем и обоснованностью проектных решений по проектируемым системам разработки. Поэтому проектные решения должны:
- быть направлены на достижение максимального экономического эффекта от возможно полного и комплексного использования всех запасов углеводородов, содержащихся в них компонентов при ограничениях, накладываемых условиями развития отрасли или региона, технологическими возможностями, правилами проведения горных работ, требованиями по охране недр и окружающей среды;
- обеспечивать возможно высокий стабильный уровень добычи углеводородов при высоком, экономически обоснованном коэффициенте извлечения углеводородов и наилучшем использовании основных производственных фондов, материальных и трудовых ресурсов;
- базироваться на применении освоенной промышленностью наиболее эффективной техники и технологии;
- учитывать реальные производственные, экономико-географические и природно-климатические условия района, наличие инфраструктуры, существующие мощности буровых и строительных организаций, а также перспективы их развития.
Обоснование рекомендуемых к внедрению систем разработки производится по результатам сопоставления техникоэкономических показателей расчетных вариантов разработки, различающихся выбором эксплуатационных объектов, способами воздействия на пласт, системой размещения и плотностью сетки скважин, темпом и порядком разбуривания месторождения, способами эксплуатации скважин и т.д. При этом рекомендуется один из расчетных вариантов, обеспечивающий максимальный эффект за экономически обоснованный срок разработки.
Расчетные варианты (концептуальные схемы разработки месторождения) для сопоставления выбирают с учетом особенностей геологического строения пластов, физико-химических свойств насыщающих его жидкостей, энергетического состояния пластов, необходимости создания условий максимально возможного охвата пластов вытеснением и эффективности их дренирования, опыта разработки залежей со сходными условиями, наличия серийного оборудования для реализации проектируемых систем разработки, экономикогеографических особенностей района, требований охраны недр и окружающей среды. При этом следует придерживаться следующих основных положений.
Комплексность подхода
Одним из ответственных моментов является комплексность подхода к проектированию разработки всего месторождения в целом. Такой подход связан с необходимостью принятия на одном этапе принципиальных решений по системе разработки всех выявленных на месторождении залежей углеводородов, требует учета задач доразведки и перспектив развития добычи нефти и газа, как на данном месторождении, так и в районе его размещения. Он включает в себя взаимоувязку не только систем разработки, но и всех решений по принципиальным вопросам их реализации (порядок и темп разбуривания и обустройства месторождения, конструкции скважин, способы вскрытия и освоения пластов, рекомендации по системам поддержания пластового давления и сбора продукции скважин и т.д.).
Комплексный подход особенно необходим в условиях ввода в разработку нефтегазовых месторождений небольших и средних размеров, поскольку при этом учитываются возможность доразведки залежей в процессе эксплуатационного бурения, сложившиеся хозяйственные связи в обустроенном районе и др.
В старых нефтегазодобывающих районах очень велика потребность в детальном проектировании, так как возможность увеличения добычи углеводородов или поддержания уровней отборов на прежнем уровне в подобных условиях ограничена. Действующая система экономического стимулирования позволяет наращивать уровень добычи углеводородов путем планомерного бурения дополнительных скважин; даже при невысоких начальных дебитах с учетом обустроенности месторождения это может оказаться эффективным. Примером служит проект доразработки Серафимовского нефтяного месторождения [80], когда бурение уплотняющего фонда скважин с дебитом 2—2,5 т/сут оказалось эффективным. Детальное обоснование мероприятий в проекте направлено на поиск и реализацию резервов, поэтому по каждой новой скважине указываются её назначение, пласт, способ эксплуатации и оборудование. Подобная детализация требуется не только для более точного подсчёта уровней отборов углеводородов, но и для экономического обоснования разработки месторождений, затрат на обустройство и реконструкцию сооружений.
Выбор эксплуатационных объектов
Объединение продуктивных пластов в один эксплуатационный объект производится на основе вариантных техникоэкономических расчетов и рекомендуется при условии обеспечения достаточно высокого охвата их воздействием рассматриваемой системой разработки. Следовательно, такое объединение характеризуется наиболее высоким экономически обоснованным коэффициентом извлечения углеводородов по месторождению в целом.
Опыт разработки многопластовых месторождений показал низкую эффективность объединения разнородных пластов в один эксплуатационный объект. В этом случае процесс разработки становится малоконтролируемым, охват пласта заводнением ограничен. При этом происходит первоочередная выработка более продуктивных пластов, менее продуктивные пласты вырабатываются слабо, либо вообще не вырабатываются. Рациональное разукрупнение объектов позволяет повысить эффективность процесса разработки, увеличить коэффициент извлечения углеводородов. При этом следует иметь в виду, что бурение скважин на действующих промыслах связано с серьезными технико-экономическими трудностями, поэтому разукрупнение объектов на поздних стадиях разработки месторождений менее экономично, чем на начальных.
Условия и ограничения выделения эксплуатационных объектов хорошо известны: нельзя объединять в один эксплуатационный объект залежи разных типов (например, нефтяные и газонефтяные), залежи с существенно не совпадающими в плане границами нефтеносности, пласты с резко различными литолого-физическими характеристиками и свойствами пластовых жидкостей и т.д. Запасы углеводородов и запроектированная система разработки должны обеспечивать экономически рентабельный уровень добычи.
Достижение утвержденного коэффициента извлечения углеводородов
Проектирование разработки должно вестись на все запасы, утвержденные ГКЗ или ЦКЗ при обстоятельном рассмотрении вариантов разработки, обеспечивающих утвержденные величины коэффициентов извлечения углеводородов.
В соответствии с законом об охране недр и правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений [179], необходимо соблюдать принцип равномерного вовлечения в разработку всех запасов месторождения, независимо от их продуктивности.
Выбор системы воздействия
Систему воздействия на продуктивные пласты выбирают с учетом конкретных геолого-промысловых условий, геологофизических фильтрационных характеристик пластов, их неоднородности, составов и физико-химических свойств насыщающих пласты флюидов, размеров и типов залежей. Эти способы и системы должны обеспечивать возможно полный охват пластов воздействием.
В настоящее время преобладающим способом воздействия на продуктивные пласты является заводнение в различных его модификациях. Организация системы поддержания пластового давления в начальных стадиях разработки месторождений является определяющим условием рациональной разработки залежей углеводородов. По динамике технико-экономических показателей, извлекаемым запасам и коэффициентам извлечения углеводородов заводнение с начала разработки эффективнее заводнения после разгазирования нефти в пластах. Поддержание пластового давления на уровне, близком к начальному пластовому, сохраняет неизменными физические свойства нефти (вязкость, объемный коэффициент и др.), улучшает условия фильтрации (двухфазностъ потока), обеспечивает высокие темпы добычи нефти, устойчивость дебитов скважин, расширяет возможности регулирования процесса разработки, улучшает условия работы скважинного оборудования. Поэтому разгазирование нефти в пласте и в районе добывающих скважин за счет снижения пластового давления недопустимо. Однако давление нагнетания не должно превышать некоторой критической величины, зависящей от физико-гидродинамических свойств пласта.
На стадии ввода месторождений в разработку, в условиях отсутствия надежной геолого-физической модели пластов, применение интенсивных систем заводнения нецелесообразно. В этих условиях предпочтительно применение менее интенсивных систем, легко трансформируемых при необходимости в более интенсивные системы.
На естественных режимах допускается разрабатывать небольшие по запасам (до 10 млн. т) залежи нефти с активными водонапорными системами.
При небольшой вязкости нефти (до 5 мПа·с) для небольших (до 10 млн. т) залежей нефти (шириной не более 4 км) с высокопроницаемыми непрерывными (монолитными) пластами применимо приконтурное (законтурное) заводнение. В условиях малопроницаемых и неоднородных пластов для таких залежей приконтурное заводнение может сочетаться с очаговым.
Крупные месторождения и залежи нефти разрабатываются с применением различных модификаций внутриконтурного заводнения (иногда в сочетании с приконтурным заводнением). Более интенсивные системы воздействия применяются на объектах с ухудшенными фильтрационными свойствами. Высокая зональная неоднородность, прерывистость пластов, а также относительно высокая вязкость пластовой нефти (от 6 до 30 мПа·с) требуют применения площадных, очаговых и избирательных систем воздействия. Следует отметить, что эффективное использование этих систем требует больших знаний о строении и неоднородности продуктивных пластов, действенного контроля и регулирования процесса разработки. При применении этих систем выбор скважин под закачку агента должен обеспечивать вовлечение в активную разработку запасов углеводородов малопродуктивных и застойных зон. Объекты с относительно однородным строением пластов могут разрабатываться с применением менее активных систем заводнения.
Выбор системы размещения и плотности сетки скважин
С выбором системы заводнения тесно связаны вопросы обоснования размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин. Многочисленными исследованиями установлено, что в неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на технологические показатели разработки и коэффициент извлечения углеводородов. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литологофизические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти заключено в водонефтяных и подгазовых зонах.
Влияние плотности сетки скважин на коэффициент извлечения углеводородов неодинаково проявляется на разных стадиях разработки месторождения. На ранних стадиях оно невелико, в период же падения добычи проявляется его существенное влияние на текущие уровни добычи и коэффициент извлечения углеводородов. Это особенно заметно в случае объектов со сложным геологическим строением — сильно расчлененных, прерывистых пластов с низкими коллекторскими свойствами и др. Во многих случаях для таких объектов дополнительно пробуренные скважины становятся одним из решающих факторов, способствующих увеличению коэффициента извлечения углеводородов. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки скважин должен определяться геолого-физическими характеристиками пластов, необходимостью максимально эффективного дренирования залежи, опытом разработки сходных по строению объектов, требованиями достижения высоких коэффициентов извлечения углеводородов и экономическими критериями.
Обоснование резервного фонда скважин
Проблема обоснования плотности сетки скважин неразрывно связана с проблемой резервного фонда скважин. Резервный фонд скважин (их количество и размещение), который должен устанавливаться в зависимости от характера неоднородности и геолого-физической характеристики пласта, а также проектируемой системы разработки, может достигать 30 % основного фонда. Как показывает опыт, резервный фонд скважин должен быть тем больше, чем реже сетка основного фонда скважин и обеспечивать более полный охват пластов воздействием, вовлечение в разработку неработающих или слабо дренируемых участков и пластов, линз, тупиковых и застойных зон.
Выбор темпов разработки месторождений
Темпы разработки (отбора нефти и газа из залежей) и продолжительность проектируемых периодов стабилизации добычи углеводородов определяют исходя из величины запасов, сложности геологического строения месторождения, требуемых уровней добычи нефти. Высокие темпы разработки месторождений приводят к улучшению технико-экономических показателей, особенно на первых стадиях разработки месторождения.
Влияние темпа отбора на процесс извлечения углеводородов следует рассматривать с двух позиций: с одной стороны, это вопрос о скоростях вытеснения (фильтрации) нефти или газа водой, с другой — о темпе разбуривания и обустройства месторождения, продолжительности периода стабильной добычи. Имеющиеся экспериментальные и теоретические исследования по влиянию скоростей вытеснения (темпов отбора) на коэффициент извлечения углеводородов противоречивы. Нет достоверных промысловых данных, нет фундаментальных научных исследований. В связи с этим в практике проектирования обычно принимается независимость коэффициентов извлечения углеводородов от темпов отбора.
Высокие темпы добычи углеводородов обусловливают определенные организационно-технологические трудности в осуществлении устойчивого процесса разработки, которые могут привести, в конечном итоге, к уменьшению коэффициента извлечения углеводородов. К ним можно отнести: запаздывание с организацией системы поддержания пластового давления, мощностей по подготовке обводненной продукции, с переводом фонда скважин на механизированный способ эксплуатации, мощностей по его ремонту и обслуживанию, затруднения в обеспечении эффективного контроля и регулирования, что увеличивает трудности при управлении процессом разработки.
Вопрос об оптимальных темпах разработки нефтегазовых месторождений непосредственно связан с продолжительностью периода стабильной высокой добычи углеводородов.
Чрезмерно высокие темпы отбора приводят к "пикообразной" добыче углеводородов. Поэтому в условиях ограниченных сырьевых ресурсов более целесообразным представляется обеспечение стабильной добычи углеводородов в течение ряда лет, что способствует более рациональному использованию капитальных вложений на обустройство, созданию более благоприятных условий для ведения устойчивого процесса разработки. Это особенно важно для крупных месторождений, определяющих уровни добычи углеводородов района и отрасли в целом.
Известно, что темп и порядок ввода месторождения (объекта) в разработку в большой степени влияют на технико-экономические показатели: динамику обводненности продукции, динамику отбора жидкости и т.д. Так, например, проведенные нами исследования [29] показали, что на динамику обводнения продукции, кроме геолого-физических (соотношение водонефтяной и чисто нефтяной площадей, характер распределения проницаемостей, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента) и технологических (оборудование и режимы работы скважин) условий, большое влияние оказывают порядок и темп разбуривания месторождения (объекта) [30]. Анализ динамики темпа отбора т и темпа разбуривания пэ по ряду объектов Башкирии (рис. 1.3): терригенному девону (ДIV) Шкаповского месторождения (1), терригенному девону (ДI) Александровской (2) и Туймазинской (3) площадей, терригенного девона (ДII) Туймазинского месторождения (4) и терригенного девона (ДI) Шкаповского месторождения (5) показывает, что несмотря на различия в геологическом строении, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, фонда добывающих скважин и удельных извлекаемых запасов, существуют определенные зависимости между темпом разбуривания, темпом отбора извлекаемых запасов и сроком разбуривания объектов. Срок разбуривания определяет амплитуду, а темп разбуривания — характер кривой темпа отбора извлекаемых запасов.
Для решения задачи оценки влияния порядка ввода месторождения в разработку на прогнозируемые технологические показатели проведены расчеты по предлагаемой ниже методике [206] для гипотетического месторождения с параметрами, близкими к параметрам небольших залежей юго-запада Башкирии (Спартаковской площади Белебеевского нефтяного месторождения). Месторождение разбуривается по равномерной сетке скважин, темп ввода — 18 скв/год, продолжительность разбуривания — 10 лет, предельная обводненность — 98,5 %. Таким образом, исключено влияние темпа ввода месторождения в разработку, плотности сетки скважин и экономических показателей эксплуатации скважин. Расчеты показали, что порядок ввода месторождения в разработку существенно влияет на технологические и, следовательно, технико-экономические показатели разработки до достижения 60—70 % отбора нефти от извлекаемых запасов. Погрешности определения обводненности добываемой продукции и уровня отбора нефти могут достигать 10—15 %, продолжительности разработки месторождения (залежи) — 13 лет. Несомненно, при оптимизационных расчетах по каждой зоне с учетом порядка и темпа ввода и рентабельности эксплуатации скважин погрешности определения суммарных техникоэкономических показателей будут еще выше.
Аналогичные расчеты с целью оптимизации плотности сетки скважин проведены при проектировании вариантов разработки центрального купола нижнего карбона Кузбаевского нефтяного месторождения [31]. На объекте выделены зоны, различающиеся геологическими и технологическими параметрами (нефтенасыщенной толщиной, продуктивностью и т.д.). Технико-экономические параметры рассчитаны для трех вариантов, различающихся плотностью сетки скважин и величины конечной нефтеотдачи. Результаты расчетов приведены на рис. 1.4. Видно, как изменяется эффективность ввода объекта при равномерном разбуривании (кривая 1), при разбуривании от центра к периферии (кривая 2), при разбуривании от периферии к центру (кривая 3). Приведенная работа позволяет сделать следующие выводы:
- оптимизацию и прогнозирование показателей разработки нефтяной залежи целесообразно осуществлять для отдельных участков по "типовым" элементам;
- общие показатели по месторождению при этом должны определяться суммированием частных показателей по времени таким образом, чтобы учитывались порядок и динамика ввода месторождения в разработку.
Выбор технологии разработки водонефтяных зон
Значительная часть запасов углеводородов (от 20 до 50 %) крупных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах (ВНЗ). Отличительная особенность разработки ВНЗ заключается в добыче обводненной продукции практически с начала эксплуатации скважин. Разработка ВНЗ имеет также ряд, технологических трудностей (условия вскрытия пласта, определение оптимальных депрессий на пласт и т.д.).
Эффективность разработки ВНЗ значительно ниже, для них характерны большие объемы попутно-добываемой воды, более низкие коэффициенты извлечения. Промысловым опытом доказано, что показатели разработки обширных ВНЗ самостоятельной сеткой скважин с автономным внутри-контурным заводнением значительно лучше аналогичных показателей, достигнутых при законтурном заводнении.
Эффективность разработки обширных ВНЗ может быть повышена за счет разбуривания их самостоятельной системой добывающих и нагнетательных скважин, применения разлитых методов регулирования, в частности, рассмотренных в работе [54], и т.д. При этом вопросы выбора системы воздействия и плотности сетки скважин, обоснования количества резервных скважин, условий отключения обводнившихся скважин, технического обеспечения подъема больших объемов жидкости должны решаться с учетом опыта разработки нефтяных залежей заводнением на поздней стадии.
Проблемы разработки залежей с низкопроницаемыми коллекторами и с высокой вязкостью нефти
Одной из сложных и важных проблем при современном состоянии нефтяной и газовой промышленности является разработка залежей углеводородов в низкопроницаемых коллекторах (менее 50 мкм2). Актуальность решения этой проблемы возрастает в связи с увеличением в общем балансе доли запасов углеводородов в низкопроницаемых коллекторах. Основная проблема разработки таких залежей связана с трудностью обеспечения выработки их запасов в приемлемые, экономически оправданные сроки.
Разработка пластов с низкопроницаемыми коллекторами на естественных режимах (истощения, упруго-водонапорный и т.д.) не эффективна, характеризуется низкими коэффициентами извлечения и малыми темпами отбора углеводородов. В то же время практически отсутствует опыт разработки таких залежей заводнением. Имеющийся опыт их заводнения свидетельствует о низких значениях коэффициентов охвата воздействием, низких темпах отбора и длительных сроках разработки.
При проектировании разработки залежей углеводородов с низкопроницаемыми коллекторами особое внимание следует уделять вопросам обоснования качественных способов вскрытия и освоения пластов, применения дифференцированных давлений нагнетания, эффективных депрессий на пласт, методов регулирования и других мероприятий, повышающих охват пластов воздействием, их приемистость и продуктивность (создание очагов заводнения, системных обработок призабойных зон, "массированный гидроразрыв" и т.д.).