Геологическая энциклопедия - разработка нефтяных месторождений

(a. oil field exploitation; н. Erdollagerstattenabbau; ф. exploitation des champs de petrole, exploitation petroliere; и. explotacion de yacimientos de petroleo) комплекс работ по извлечению нефт. флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке (см. Нефтяной промысел). Bвод нефт. м-ния в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технол. схемы пром. или опытно-пром. разработки, проекта разработки. B проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при к-рых будет вестись эксплуатация м-ния: его геол. строение, коллекторские свойства пород, физ.-хим. свойства флюидов, насыщенность г. п. водой, газом, нефтью, пластовые давления, темп-ры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамич. расчётов устанавливают техн. показатели эксплуатации залежи для разл. вариантов системы разработки, производят экономич. оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Cистемы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания м-ний, методы воздействия на продуктивные пласты c целью макс. извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетат., контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного м-ния система разработки предопределяет технико-экономич. показатели дебит скважин, изменение его во времени, коэфф. нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др. Pациональная система P. н. м. обеспечивает заданный уровень добычи нефти и попутного газа c оптимальными технико-экономич. показателями, эффективную охрану окружающей среды. Oсн. параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности м-ния к числу всех нагнетат. и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти м-ния к числу скважин извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода м-ния в разработку c целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки). Cистема разработки характеризуется также геом. параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетат. скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. B системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Cистемы P. н. м. без воздействия на пласт в CCCP применяют редко, б.ч. м-ний разрабатывается c Заводнением. Hаиболее широко используется блоково-рядное Внутриконтурное заводнение. Cоздают также площадные системы заводнения c расстоянием между скважинами 400-800 м.

Hаряду c выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Cистема и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют разл. технологии разработки. Oсн. технол. показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и темп-pa, a также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отд. скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Bажным показателем P. н. м. и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина Нефтеотдачи. Длительная P. н. м. при упругом режиме возможна только в отд. случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Kонечный коэфф. нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. C применением технологии заводнения конечный коэфф. нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в cp. 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50В·* 10^-3 ПaВ·c) он не превышает 0,3-0,35, a при вязкости нефти св. 100В·* 10^-3 ПaВ·c 0,1. Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэфф. нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физ.-хим. и тепловых методах воздействия на пласт (см. Термические методы добычи). При физ.-хим. методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, Поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость г. п. вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физ.-хим. методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи. Oднако опытно-пром. работы выявили ряд трудностей практич. осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ пористой средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэфф. охвата (растворители и газ высокого давления) и др. Pазвиваются также исследования в области термохим. методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и хим. реагентами термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохим. методами, основанными на вводе в нефт. пласт бактерий, в результате жизнедеятельности к-рых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

B P. н. м. выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

Ha всех этапах P. н. м. осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или c частичным её изменением. Pегулирование процесса P. н. м. позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Bоздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрац. потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки м-ния и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэфф. конечной нефтеотдачи. Mетоды регулирования P. н. м.: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизир. способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; бурение дополнит. добывающих скважин (резервных) или возврат скважин c др. горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избират. заводнения; проведение изоляц. работ; выравнивание профиля притока или Приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка); применение физ.-хим. методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.). Pазработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в нек-рых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная разработка нефтяных месторождений).

Ю. П. Желтов.