Thema 6.5 Geologische Grundlagen für die Erschließung von Öl- und Gasfeldern

Der Student muss

wissen: bestehende Felderschließungssysteme, Erschließungssysteme für einzelne Lagerstätten und Bedingungen, die deren Wahl beeinflussen, Merkmale der Erschließung von Gas- und Gaskondensatfeldern, geologische Grundlagen für die Gestaltung eines Erschließungssystems.

Für die Feldentwicklung gibt es mehrere Brunnenplatzierungssysteme: quadratisch und dreieckig (Abbildung 34).

Es wird angenommen, dass das dreieckige Netz für eine gleichmäßigere Entwässerung des ölführenden Bereichs der Bohrlöcher sorgt. Derzeit wird das geometrische Netz für Formationen mit großer Heterogenität, bei der Entwicklung von Wasser-Öl-Zonen und unter Bedingungen wassergelöster Gase verwendet. Derzeit ist es möglich, die Lage von Produktionsbohrungen entlang (an der Grenze des OWC) der ölführenden Druckkontur zu nutzen.

Abbildung 34 – Standortraster

Produktionsbrunnen

ein Quadrat; b - dreieckig

Der Abstand zwischen den Brunnenböden ist von großer Bedeutung:

• in Ölfeldern - 400 - 600 m und in großen bis zu 800 m. (in den USA - 200-600 m);
• in Gasfeldern - 700 - 2500 m (in den USA - 150-1000 m).

Basierend auf der Bohrgeschwindigkeit werden die Lagerstätten unterteilt in:

· Kontinuierliches Bohren – wird in kurzer Zeit durchgeführt, bis zu 1 Jahr;

· langsames System – seit mehreren Jahren.

In einem langsamen Tempo hat es sehr wichtig Verfahren zum Bohren der Lagerstätte. Sie trennen: das sich verdickende und kriechende Netzwerk der Lagerstätte.

Mit einem verdichtenden Netzwerk- V verschiedene Teile Bei Ablagerungen werden Brunnen entlang eines dünnen Rasters gebohrt, die gleichmäßig über das Gebiet verteilt sind. Nachfolgende Brunnen werden auf die Verdichtung des ursprünglichen Gitters gelegt. Dies wird 2-3 Mal wiederholt, bis der akzeptierte Wert des Projekts erreicht ist.

Mit kriechender Masche- Das Bohren beginnt an einem Teil der Formation bis zum endgültigen Verdichtungsgrad. Anschließend werden nachfolgende Bohrlochreihen in Richtung vom gebohrten Teil des Reservoirs zum ungebohrten Teil gebohrt. Wenn die Schichten sehr heterogen sind, wird ein Kriechnetz verwendet.

Je nach Art der Brunnenanordnung unterscheidet man zwischen gleichmäßigen und gleichmäßig variablen Gesichtsgittern.

Einheitliche Gitter - gleiche Abstände zwischen den Brunnenböden.

Einheitlich - Variablen - Der Abstand zwischen den Reihen der Bohrlochflächen ist größer als der Abstand zwischen den Flächen in den Reihen.

Bei der In-Circuit-Flutung wird häufig ein gleichmäßig veränderliches Netz verwendet. Die Anordnung der Vertiefungen in Reihen ist linear, da Brunnen in Reihen mit gleicher Verschiebung (Gitter), die Böden der Brunnen sind in einem Schachbrettmuster angeordnet. Wenn sie in Blöcke unterteilt sind, werden die Abstände der Böden von Förderbrunnen als zellular bezeichnet.

Geschlossen – Reihen, die wie unregelmäßig geformte Ringe aussehen, die den Konturen des Ölgehalts folgen.

Nicht geschlossen - gerade Reihen, die die Lagerstätte in einer bestimmten Richtung durchqueren und in der Nähe der ölführenden Kontur enden.

Innerhalb einer geschlossenen Reihe von Injektionsbohrungen gibt es nicht mehr als drei Reihen von Produktionsbohrungen. Zwischen den offenen Reihen von Injektionsbrunnen werden 5 oder 3 offene Reihen von Produktionsbrunnen platziert.

Anmerkung: Die Erschließung von Mineralvorkommen ist ein System organisatorischer und technischer Maßnahmen zur Gewinnung von Mineralien aus dem Untergrund.

Die Erschließung von Mineralvorkommen ist ein System organisatorischer und technischer Maßnahmen zur Gewinnung von Mineralien aus dem Untergrund. Die Erschließung von Öl- und Gasfeldern erfolgt mittels Bohrlöchern. Manchmal wird die Minenölförderung genutzt (Yarega-Ölfeld, Republik Komi).

Unter dem System der Erschließung von Ölfeldern und -vorkommen versteht man eine Form der schichtweisen Organisation des Öltransports zu Produktionsbohrungen.

Das Ölfeldentwicklungssystem wird bestimmt durch:

• das Verfahren, um Betriebsanlagen eines mehrschichtigen Feldes in die Entwicklung zu bringen;
• Netze für die Platzierung von Brunnen an Standorten, Tempo und Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme;
• Möglichkeiten zur Regulierung des Gleichgewichts und der Nutzung der Reservoirenergie.

Es ist zwischen Entwicklungssystemen für mehrschichtige Einlagen und Einzeleinlagen (Einschichteinlagen) zu unterscheiden.

Entwicklungsobjekt ist eine oder mehrere produktive Formationen eines Feldes, die entsprechend den geologischen und technischen Bedingungen und wirtschaftlichen Erwägungen für Bohrungen und Betrieb mit einem einzigen Bohrlochsystem identifiziert werden.

Bei der Auswahl von Objekten sollten Sie Folgendes berücksichtigen:

• geologische und physikalische Eigenschaften von Reservoirgesteinen;
• physikalische und chemische Eigenschaften von Öl, Wasser und Gas;
• Phasenzustand von Kohlenwasserstoffen und Bildungsregime;
• Ausrüstung und Technologie des Brunnenbetriebs.

Entwicklungsobjekte werden in unabhängige und rückzahlbare Objekte unterteilt. Im Gegensatz zu unabhängigen Objekten sollen rückzahlbare Objekte von Brunnen entwickelt werden, die in erster Linie ein anderes Objekt nutzen.

Brunnenplatzierungsraster

Bohrlochraster – die Art der relativen Anordnung von Produktions- und Injektionsbohrlöchern in einer Produktionsanlage unter Angabe der Abstände zwischen ihnen (Gitterdichte). Die Brunnen sind in einem einheitlichen Raster und einem ungleichmäßigen Raster (hauptsächlich in Reihen) angeordnet. Die Maschen sind quadratisch, dreieckig und vieleckig geformt. Bei einem Dreiecksraster werden bei gleichen Brunnenabständen 15,5 % mehr Brunnen auf der Fläche platziert als bei einem Quadratraster.

Die Bohrlochmusterdichte bezieht sich auf das Verhältnis der ölführenden Fläche zur Anzahl der fördernden Bohrlöcher. Allerdings ist dieses Konzept sehr komplex. Die Maschendichte wird unter Berücksichtigung spezifischer Bedingungen bestimmt. Seit Ende der 50er Jahre werden Felder mit einer Rasterdichte von (3060)·10 4 m 2 /Brunnen ausgebeutet. Im Tuymazinskoye-Feld beträgt die Gitterdichte 2010 4 m 2 /Bohrung. mit einem Abstand zwischen den Brunnen in Reihen von 400 m, Romashkinskoye -6010 4 m 2 /Brunnen. – 1000 m 600 m, Samotlor – 6410 4 m 2 /Brunnen.

Entwicklungsstadien des Feldes

Eine Phase ist ein Zeitraum des Entwicklungsprozesses, der durch eine gewisse natürliche Veränderung der technologischen und technisch-wirtschaftlichen Indikatoren gekennzeichnet ist. Zu den technologischen und technisch-wirtschaftlichen Indikatoren des Lagerstättenentwicklungsprozesses gehören die aktuelle (durchschnittliche jährliche) und gesamte (kumulative) Ölproduktion, die aktuelle und gesamte Flüssigkeitsproduktion (Öl und Wasser), der Wasseranteil der geförderten Flüssigkeit (das Verhältnis der aktuellen Wasserproduktion zu aktuelle Flüssigkeitsproduktion), aktueller und akkumulierter Wasser-Öl-Faktor (das Verhältnis von Wasserproduktion zu Ölproduktion), aktuelle und akkumulierte Wasserinjektion, Kompensation für die Rückgewinnung durch Injektion (das Verhältnis des eingespritzten Volumens zum entnommenen Volumen unter Lagerstättenbedingungen), Ölgewinnungsfaktor, Anzahl der Bohrlöcher (produzierend, injizierend), Lagerstätten- und Bohrlochdruck, aktueller Gasfaktor, durchschnittliche Durchflussrate der Produktionsbohrlöcher und Injektivität der Injektionsbohrlöcher, Produktionskosten, Leistung Arbeitsaufwand, Kapitalinvestitionen, Betriebskosten, reduzierte Kosten usw.

Basierend auf der Dynamik der Ölförderung gibt es vier Stufen im Prozess der Entwicklung lagerstättenartiger Lagerstätten in körnigen Lagerstätten unter Wasserdruckbedingungen (Abb. 6.1). Die Diagramme werden in Abhängigkeit von der dimensionslosen Zeit dargestellt, die das Verhältnis der akkumulierten Flüssigkeitsproduktion zu den ausgeglichenen Ölreserven darstellt.

Die erste Phase – Entwicklung einer Betriebsanlage – ist gekennzeichnet durch:

Die Dauer der Phase hängt vom industriellen Wert der Lagerstätte ab und beträgt 4 bis 5 Jahre; als Ende der Phase gilt der Punkt der scharfen Wende der Ölförderratenkurve (das Verhältnis der durchschnittlichen jährlichen Ölproduktion zu seine Bilanzreserven).

Die zweite Stufe ist die Wartung hohes LevelÖlförderung – gekennzeichnet durch:

Die dritte Stufe – ein deutlicher Rückgang der Ölproduktion – ist gekennzeichnet durch:

Diese Phase ist die schwierigste und komplexeste im gesamten Entwicklungsprozess; ihre Hauptaufgabe besteht darin, den Rückgang der Ölproduktion zu verlangsamen. Die Dauer der Phase hängt von der Dauer der vorherigen Phasen ab und liegt zwischen 5 und 10 Jahren oder mehr. Es ist normalerweise schwierig, die Grenze zwischen der dritten und vierten Stufe anhand von Änderungen in der durchschnittlichen jährlichen Ölförderrate zu bestimmen. Sie lässt sich am deutlichsten am Wendepunkt der Wasserschnittkurve bestimmen.

Zusammen werden die erste, zweite und dritte Phase als Hauptentwicklungsperiode bezeichnet. In der Hauptperiode werden 80–90 % der förderbaren Ölreserven aus Lagerstätten entnommen.

Die vierte Phase – die letzte – ist gekennzeichnet durch:

Die Dauer der vierten Stufe ist vergleichbar mit der Dauer der gesamten vorherigen Periode der Lagerstättenentwicklung und beträgt 15–20 Jahre oder mehr, bestimmt durch die Grenze der wirtschaftlichen Rentabilität, d. h. die Mindestdurchflussrate, bei der der Betrieb von Bohrlöchern erfolgt immer noch profitabel. Die Rentabilitätsgrenze liegt normalerweise bei einem Produktwasseranteil von ca. 98 %.

Platzierung von Produktions- und Injektionsbrunnen auf dem Feld

Um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten und den Erholungsfaktor der Lagerstätte zu erhöhen, der in verschiedenen Bereichen stark schwankt, wird die Druckinjektion von Wasser oder Gas in produktive Formationen durch Injektionsbrunnen eingesetzt. Die erste Methode ist mit der Injektion von speziell aufbereitetem Wasser in Öllagerstätten unter hohem Druck (ca. 20 MPa) verbunden. Es gibt Kontur-, Intra-Circuit- und Flächenflutungen von Öllagerstätten.

Einführung

Ein Entwicklungssystem ist eine Reihe technischer, technologischer und organisatorischer miteinander verbundener Ingenieurlösungen, die darauf abzielen, Öl (Gas) in produktiven Formationen auf den Boden von Produktionsbohrungen zu befördern. Das Erschließungssystem umfasst die Reihenfolge und das Tempo der Bohrungen in der Lagerstätte; Anzahl, Verhältnis, relative Lage der Injektions-, Förder-, Sonderbrunnen (Überwachung usw.), Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme; Maßnahmen und Methoden zur Beeinflussung produktiver Formationen, um bestimmte Kzu erreichen; Maßnahmen zur Steuerung und Regulierung des Prozesses der Lagerstättenentwicklung. Die Erschließung eines Ölfeldes muss nach einem System erfolgen, das die bestmögliche Nutzung der natürlichen Eigenschaften des Ölreservoirs, seiner Betriebsweise, Technologie und Ausrüstung für den Betrieb von Bohrlöchern und anderen Objekten und Bauwerken unter zwingender Einhaltung des Untergrundschutzes gewährleistet Standards und Umfeld.

Das Lagerstättenerschließungssystem muss eine kontinuierliche Überwachung und Regulierung des Lagerstättenerschließungsprozesses unter Berücksichtigung neuer Informationen über die geologische Struktur gewährleisten, die während der Bohrung und Ausbeutung der Lagerstätte gewonnen werden. Um Informationen über das Entwicklungsobjekt, über die Bedingungen und die Intensität des Flüssigkeitszuflusses in das Bohrloch, über Veränderungen in der Formation während ihrer Entwicklung zu erhalten, sind Methoden zur Untersuchung von Bohrlöchern und Formationen vorgesehen.

Gefördertes Öl – eine Mischung aus Öl, Gas, mineralisiertem Wasser, mechanischen Verunreinigungen und anderen zugehörigen Bestandteilen – muss gesammelt und über eine große Fläche von Bohrlöchern verteilt und als Rohstoffe verarbeitet werden, um kommerzielle Produkte zu erhalten – kommerzielles Öl, Ölgas usw sowie Formationswasser, das ggf. wieder in den Stausee zurückgeführt werden kann.

Beim Sammeln von gefördertem Öl werden Öl, Wasser und Gas durch Pipelines von Bohrlöchern zu einem zentralen Sammelpunkt transportiert. Öltanks sind für die Ansammlung, kurzfristige Lagerung und Abrechnung von Öl bestimmt. Die Hauptanforderung an Tanks ist Zuverlässigkeit.

Der Zweck der Forschung dieser Arbeit besteht darin, die Methoden des Feldentwicklungssystems zu untersuchen, ein rationelles System zur Gewinnung von Öl aus dem Untergrund zu bestimmen und Geräte für die Lagerung von Öl nach der Gewinnung aus Lagerstätten und den Transport auszuwählen.

Forschungsschwerpunkte:

Entdecken Sie Lagerstättenentwicklungssysteme und Ausrüstung für die Öl- und Gasspeicherung.

Feldentwicklungssystem

Unter dem System der Erschließung von Ölfeldern und -vorkommen versteht man eine Form der schichtweisen Organisation des Öltransports zu Produktionsbohrungen. Das Entwicklungssystem umfasst eine Reihe technologischer und technischer Maßnahmen, die die Kontrolle des Prozesses der Erschließung von Ölvorkommen gewährleisten und darauf abzielen, eine hohe Produktion von Ölreserven aus produktiven Formationen unter Einhaltung der Bedingungen zum Schutz des Untergrunds zu erreichen. Das Ölfeldentwicklungssystem bestimmt: das Verfahren zur Inbetriebnahme der Betriebsanlagen eines mehrschichtigen Feldes; Brunnenplatzierungsgitter an Standorten und deren Anzahl; das Tempo und die Reihenfolge ihrer Einführung in die Arbeit; Möglichkeiten zur Regulierung des Gleichgewichts und der Nutzung der Reservoirenergie.

Es ist zwischen Entwicklungssystemen für mehrschichtige Einlagen und Einzeleinlagen (Einschichteinlagen) zu unterscheiden.

Öl- und Öl- und Gasfelder sind Ansammlungen von Kohlenwasserstoffen in der Erdkruste, die auf eine oder mehrere lokalisierte geologische Strukturen beschränkt sind, d. h. Bauwerke, die sich in der Nähe desselben geografischen Standorts befinden. Eine Lagerstätte ist eine natürliche, örtliche Einzelansammlung von Öl in einer oder mehreren miteinander verbundenen Lagerstättenschichten, d. h. in Gesteinen, die in der Lage sind, während der Entwicklung Öl aufzunehmen und freizusetzen.

Die in den Feldern enthaltenen Kohlenwasserstoffvorkommen befinden sich normalerweise in Schichten oder Gesteinsmassen, die unter der Erde unterschiedlich verteilt sind und häufig unterschiedliche geologische und physikalische Eigenschaften aufweisen. In vielen Fällen sind einzelne öl- und gasführende Formationen durch erhebliche Mächtigkeiten undurchlässiger Gesteine ​​voneinander getrennt oder nur in bestimmten Bereichen des Feldes zu finden.

Solche isolierten Formationen oder Formationen mit unterschiedlichen Eigenschaften werden von verschiedenen Gruppen von Bohrlöchern erschlossen, manchmal unter Verwendung unterschiedlicher Technologien. Die Größe und Vielschichtigkeit von Feldern mit kapazitiven Eigenschaften von Lagerstätten bestimmen im Allgemeinen die Größe und Dichte der Ölreserven und bestimmen in Kombination mit der Tiefe des Vorkommens die Wahl des Erschließungssystems und der Methoden der Ölförderung.

Ein Ölfeld-Entwicklungssystem sollte als eine Reihe miteinander verbundener technischer Lösungen bezeichnet werden, die Entwicklungsobjekte definieren; die Reihenfolge und das Tempo ihrer Bohrungen und Entwicklungen; das Vorhandensein von Einwirkungen auf Formationen, um aus ihnen Öl und Gas zu fördern; Anzahl, Verhältnis und Lage der Injektions- und Produktionsbohrungen; Anzahl der Reservebrunnen, Feldentwicklungsmanagement, Untergrund und Umweltschutz. Der Aufbau eines Feldentwicklungssystems bedeutet, die oben genannten technischen Lösungen zu finden und umzusetzen.

Das Felderschließungssystem muss die Anforderungen für eine maximale Förderung von Öl oder Gas aus dem Untergrund erfüllen die kürzestmögliche Zeit zu minimalen Kosten.

Das Entwicklungsprojekt bestimmt die Anzahl und das Standortsystem der Förder- und Injektionsbohrungen, das Niveau der Öl- und Gasförderung, Methoden zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks usw.

Die Erschließung einzelner Öl- oder Gasvorkommen erfolgt über ein System von Förder- und Injektionsbohrungen, die die Förderung von Öl oder Gas aus der Lagerstätte sicherstellen. Der Komplex aller Aktivitäten, die die Erschließung der Lagerstätte gewährleisten, bestimmt das Erschließungssystem.

Die Hauptelemente des Reservoirentwicklungssystems sind: die Methode zur Beeinflussung der Formation, die Platzierung von Produktions- und Injektionsbohrungen, das Tempo und die Reihenfolge des Bohrens von Produktions- und Injektionsbohrungen.

Die wichtigsten Elemente des Erschließungssystems sind Methoden zur Beeinflussung der Formation, da abhängig von ihnen andere Fragen der Lagerstättenentwicklung gelöst werden.

Um die Effizienz der natürlichen Lagerstättenregime zu steigern und eine möglichst rationelle Entwicklung zu gewährleisten, ist der Einsatz verschiedener Methoden zur Beeinflussung der Lagerstätte erforderlich. Solche Methoden können sein Verschiedene Arten Wasserflutung, Gasinjektion in den Tankdeckel oder in den Ölteil der Lagerstätte, Salzsäurebehandlungen, hydraulisches Fracking und eine Reihe anderer Maßnahmen zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks und zur Steigerung der Bohrlochproduktivität.

Derzeit werden ohne Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks entweder Lagerstätten erschlossen, die über ein aktives natürliches Regime verfügen, das in der Lage ist, den Druck während der gesamten Entwicklungsperiode aufrechtzuerhalten und einen hohen endgültigen Ölausbeutefaktor zu erzielen, oder Lagerstätten mit kleinen Reserven, bei denen die Organisation von Arbeiten zur Aufrechterhaltung des Drucks erforderlich ist ist wirtschaftlich nicht machbar.

Unter der Erschließung von Ölfeldern versteht man die Kontrolle der Ölbewegung in Lagerstätten zu Ölförderbohrungen durch ordnungsgemäße Platzierung und sequentielle Inbetriebnahme des gesamten spezifizierten Bestands an Ölförder- und Wasser-Gas-Injektionsbohrungen, um den vorgesehenen Betrieb aufrechtzuerhalten Betriebsarten mit gleichmäßigem und sparsamem Verbrauch der Speicherenergie.

Von allen möglichen Entwicklungssystemen ist es notwendig, das rationalste zu wählen, bei dem das Feld mit einer minimalen Anzahl von Bohrlöchern gebohrt wird, um die geplanten Ölförderungsraten und eine hohe endgültige Ölgewinnung bei minimalen Kapitalinvestitionen und Betriebskosten sicherzustellen. Ein rationales Feldentwicklungssystem sorgt für die Entscheidung und Umsetzung der folgenden Aktivitäten.

1. Identifizierung von Produktionsanlagen in einem mehrschichtigen Bereich und Festlegung der Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme. Ein Betriebsobjekt ist eine produktive Formation oder eine Gruppe von Formationen, die von einem unabhängigen Bohrlochnetz entwickelt werden und gleichzeitig die Kontrolle und Regulierung ihres Betriebsprozesses gewährleisten. Produktionsanlagen in einem mehrschichtigen Bereich werden in Grund- (Haupt-) und Rückgabeanlagen unterteilt. Als Basis werden besser untersuchte, hochproduktive und relativ große Ölreservenformationen ausgewählt. Als weniger produktive Formationen mit kleineren Reserven können Rückgabeobjekte angesehen werden, deren Erschließung durch Rückführung von Bohrlöchern aus dem Basisobjekt erfolgen soll.

2. Festlegung des Brunnenrasters, seiner Platzierung in der Produktionsanlage und des Verfahrens zur Inbetriebnahme von Brunnen. Die Platzierung von Bohrlöchern an Standorten kann in Lagerstätten mit festen ölführenden Konturen bei Vorhandensein von Grundwasser oder bei Abwesenheit von Formationswasser einheitlich sein. In Feldern mit gemischten ölführenden Konturen werden Bohrlöcher an den Standorten in Reihen parallel zu den ölführenden Konturen platziert (Abb. 10.2.1).Die Abstände zwischen Brunnen und Brunnenreihen werden unter Berücksichtigung der geologischen Struktur der Produktionsanlage ausgewählt, um alle Bereiche produktiver Formationen sowie aus wirtschaftlichen Gründen abzudecken. Es muss angestrebt werden, Objekte mit einem spärlichen Raster zu bohren, damit es zu keiner Beeinträchtigung zwischen Ölförderbrunnen kommt. Dadurch wird eine hohe Produktivität jedes Bohrlochs gewährleistet. Aufgrund der lithologischen Heterogenität der produktiven Formationen können jedoch nicht geförderte Ölsäulen zurückbleiben. Aufgrund der großen Tiefe produktiver Schichten, stark zerklüfteter bergiger Sumpfgebiete oder bei Meeresbedingungen ist manchmal die Verwendung eines spärlichen Netzes erforderlich.

Abbildung – 10.2.1. – Bohrlochstandortdiagramm für bewegte ölführende Konturen:

1 – Ölquellen; 2 – Injektionsbrunnen; 3 – Überwachungsbrunnen; 4 – Innenkontur des Ölgehalts; 5 – Außenkontur des Ölgehalts.

Die Inbetriebnahme von Ölförderbohrungen kann gleichzeitig mit Verdickungs- oder Kriechsystemen erfolgen. Herkömmlicherweise kann eine gleichzeitige Inbetriebnahme von Brunnen innerhalb von ein bis drei Jahren nach der Objektentwicklung in Betracht gezogen werden, was keinen wesentlichen Einfluss auf die Gesamtentwicklungszeit haben wird. Beim Bohren und Erschließen großer Felder mit einer komplexen geologischen Struktur produktiver Formationen wird ein Verdickungsbrunnenmuster verwendet. Dabei werden zunächst Bohrlöcher gleichmäßig entlang eines spärlichen Rasters verlegt, anschließend werden anhand von Bohrdaten und hydrodynamischen Untersuchungen der Bohrlöcher die geologischen Strukturen und Reservoireigenschaften der Formationen geklärt und die Bohrung nachfolgender Bohrlöcher geplant. In diesem Fall ist es möglich, das Muster der Vertiefungen in Richtung einer Erhöhung oder Verringerung ihrer Anzahl zu ändern. Ein Kriechbohrsystem wird unter Druckbedingungen oder in Feldern mit komplexem Gelände eingesetzt. Im Druckmodus befindet sich die erste Brunnenreihe entlang der Versorgungskontur und im Wasserdruckmodus befinden sich die nächsten Reihen stromaufwärts. (Siehe Abb. 10.2.1.) oder abfallend im Gasdruckmodus.

3. Bei der Festlegung des Betriebsmodus von Ölförder- und Wassereinspritzbrunnen geht es darum, die Geschwindigkeit der Ölentnahme und Wassereinspritzung in die Lagerstätte zu planen, um den Lagerstättendruck für einen bestimmten Zeitraum aufrechtzuerhalten. Die Fördermengen und die Injektivität von Bohrlöchern können sehr unterschiedlich sein und hängen von der geologischen Struktur der produktiven Formationen und den akzeptierten Betriebsweisen der Lagerstätten ab. Die Betriebsmodi der Bohrlöcher ändern sich im Laufe der Zeit je nach dem Stand der Lagerstättenentwicklung (Lage der ölführenden Kontur, Wassereinbruch in den Bohrlöchern, Gasdurchbruch zu ihnen, technischer Zustand der Produktionsverrohrung, Ausrüstung zum Heben von Flüssigkeit aus der Formation an die Oberfläche). , Injektion von Arbeitsmitteln in die Formation (Wasser, Gas) zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks usw.).

4. Die Regulierung des Gleichgewichts der Lagerstättenenergie in Ölvorkommen erfolgt durch Beeinflussung der Lagerstätte als Ganzes. Derzeit besteht die Hauptmethode zur Intensivierung der Ölförderung darin, den Lagerstättendruck durch künstliche Überflutung von Formationen aufrechtzuerhalten. An einzelne Felder Außerdem wird Gas in den Tankdeckel gepumpt.

Stauseeüberschwemmungen können sein: peripher, konturnah, konturenintern.

Konturüberflutung Wird bei der Erschließung relativ kleiner Lagerstätten verwendet. Injektionsbrunnen liegen jenseits der ölführenden Kontur in einer Entfernung von 200 – 100 m oder mehr (siehe Abb. 10.2.1).

Randüberschwemmung Wird in Feldern mit geringer Durchlässigkeit produktiver Formationen im Wasserteil der Lagerstätte verwendet. Der Abstand zwischen Injektionsbrunnen und der ölführenden Kontur ist sehr gering oder sie liegen direkt an der ölführenden Kontur.

Überschwemmung im Kreislauf in einem großen Feld eingesetzt, indem es durch Reihen von Injektionsbohrungen in separate Produktionsanlagen unterteilt wird, die anschließend als eigenständige Lagerstätten ausgebeutet werden. Injektionsbrunnen werden unter Berücksichtigung der geologischen Struktur der Felder hauptsächlich in Gebieten mit hoher Durchlässigkeit platziert. In diesem Fall sind die Energiequellen für die Randabschnitte des Feldes der Randwasserdruck und der Wasserdruck auf der künstlichen Flutungslinie durch Reihen von Wasserinjektionsbrunnen, die sich in der Nähe der ölführenden Kontur befinden oder auch leicht von dieser entfernt sind B. durch Reihen von Wasserinjektionsbrunnen, die in den Ölteil des Reservoirs gebohrt wurden. Diese In-Circuit-Wasserinjektionsbrunnen sind auch Energiequellen für andere einzelne Ölabschnitte der Lagerstätten.

Inline-Wasserflutung kann die Ölgewinnungsrate erheblich steigern und die Erschließungszeit großer Felder verkürzen. Dies erklärt sich aus der Tatsache, dass jeweils nur zwei oder drei Reihen von Ölförderbohrungen betrieben werden können. Durch den gleichzeitigen Betrieb einer größeren Anzahl von Bohrlochreihen wird die Energie des Formationswasserdrucks oder Tankdeckeldrucks durch die ersten zwei bis drei Reihen von Ölförderbohrlöchern und andere Reihen von Ölförderbohrlöchern, die sich darin befinden, abgeschirmt Die ölführende Kontur funktioniert aufgrund der Energie der elastischen Kompression des produktiven Formationsgesteins und der Ausdehnung der darin gelösten Flüssigkeiten und Gase, wodurch die Lagerstätte gesättigt wird, d. h. im gelösten Gasmodus. Um die Ausbeutung innerer Abschnitte der Lagerstätte unter gelösten Gasbedingungen zu verhindern, ist es notwendig, die zentralen Abschnitte der Lagerstätte über viele Jahrzehnte hinweg zu erhalten.

Abbildung – 10.2.2. – In-Circuit-Flutsysteme:

1 – Injektionsbrunnen; 2 – Ölquellen; 3 – Ölführende Kontur.

Derzeit werden verschiedene Arten der In-Circuit-Flutung eingesetzt, die sich durch die Lage der Wasserinjektionsbrunnen, die Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme, die Geschwindigkeit und Reihenfolge der Wasserinjektion in das Reservoir und die Ölförderung aus Ölförderbrunnen unterscheiden.

Einlagen „kürzen“.Öl in Reihen von Wasserinjektionsbrunnen auf einem unabhängigen Entwicklungsgebiet (Abb. 10.2.2, a) Und Überschwemmungen blockieren Zerschneiden von Lagerstätten durch quer verlaufende Reihen von Wasserinjektionsbrunnen in separate Bereiche (Blöcke), in denen sich eine ungerade Anzahl von Ölförderbrunnen befindet (Abb. 10.2.2, b).

Wenn Lagerstätten in Bereiche und Blöcke „zerschnitten“ werden, überschreitet ihre Breite 4–5 km nicht, und bei verringerter Formationspermeabilität und Ölviskosität unter Lagerstättenbedingungen ist sie sogar noch geringer.

Die Linien der Injektionsbrunnen werden im Voraus unter Berücksichtigung der geologischen Struktur der Lagerstätten geplant oder die Brunnen werden entlang der Linien der größten Überschwemmung (Wasserdurchbruch) in hochdurchlässigen Bereichen der Formation platziert. Dies zeigt sich meist im Verlauf der Lagerstättenentwicklung. In Gebieten mit hoher Durchlässigkeit kommt es zu einer schnellen Bewässerung der Brunnen in der ersten Reihe, dann in der zweiten und dritten Reihe. Die gleiche Art der Bewässerung ist auf der gegenüberliegenden Seite der Lagerstätte zu beobachten. Anschließend werden die wasserüberfluteten Ölförderbrunnen in die Kategorie der Wasserinjektionsbrunnen überführt. Bei Bedarf werden auf derselben Linie neue Injektionsbrunnen gebohrt. So scheint das Wasser seinen eigenen Weg zu finden und einen Einsatzbereich vom anderen zu trennen. Bei der Blockflutung von Lagerstätten werden Injektionsleitungen in der Regel quer zum Streichen der Gebiete verlegt, wobei die geologische Struktur der produktiven Formationen berücksichtigt wird.

Selektive Überflutung von Formationen (Abb. 10.2.2.c). Mit diesem System wird eine rationale Gesamtzahl von Brunnen begründet, die auf einem einheitlichen Raster angeordnet sind. Anschließend werden nach einer detaillierten Korrelation der Reservoirabschnitte und hydrodynamischen Studien aus den gebohrten Bohrlöchern Bohrlöcher ausgewählt, um Wasser in die Formation zu injizieren. In diesem Fall werden folgende Bedingungen beachtet: Wasserinjektionsbrunnen müssen über eine gute Injektionsfähigkeit und eine gute Kommunikation mit den umliegenden Brunnen verfügen, gleichzeitig müssen sie jedoch über das Gebiet verteilt sein, um die Möglichkeit einer Beeinträchtigung anderer Wasserinjektionsbrunnen auszuschließen.

Bei der Erschließung von Feldern mit kreislaufinterner Überflutung werden sie zusätzlich eingesetzt fokale Überschwemmung für den Fall, dass der Einfluss dieser Wasserüberschwemmung in bestimmten Bereichen der Lagerstätte nicht beobachtet wird und es zu einem Abfall des Lagerstättendrucks und einer Verringerung der Ölförderung kommt. Wasserinjektionsbrunnen während der fokalen Flutung werden aus Ölförderbrunnen aufgrund der gleichen Eigenschaften wie bei der selektiven Flutung ausgewählt. Eine der Hauptbedingungen für fokale Überschwemmungen ist die Platzierung von Wasserinjektionsbrunnen in der Mitte des Gebiets, wodurch eine gleichmäßige Wirkung des eingespritzten Wassers auf die umliegenden Ölförderbrunnen gewährleistet wird.

Um die Ölförderung zu intensivieren und die Ölförderung aus Lagerstätten zu steigern, wird zusätzlich Gas oder Luft in die Lagerstätte injiziert. Günstige Faktoren für die Gas-(Luft-)Injektion sind große Formationswinkel und eine niedrige Ölviskosität. Allerdings wird die Gasinjektion zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks derzeit seltener eingesetzt, da hierfür eine Gasquelle und Hochdruckkompressoren mit hoher Kapazität erforderlich sind.

Es gibt vier Phasen der Entwicklung von Ölreservoirs (Abb. 10.2.3.):ICH Stufe - Steigerung der Ölproduktion, II Stufe - Stabilisierung der Ölförderung, III Stadium - rückläufige Ölproduktion, IV Stadium - späte Ausbeutung der Lagerstätte.

Bei ICH In dieser Phase wird die Steigerung des Ölfördervolumens hauptsächlich durch die Einführung neuer Ölförderbohrungen unter Bedingungen hoher Lagerstättendrücke sichergestellt. Normalerweise während ICH In der Entwicklungsphase wird wasserfreies Öl gefördert und ein leichter Abfall des Lagerstättendrucks beobachtet. Im Falle eines schnellen Abfalls des Lagerstättendrucks und dessen Annäherung an den Sättigungsdruck beginnen sie, den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten, indem sie Wasser oder Gas in die Lagerstätte injizieren. Nach dem Bohren des Hauptbrunnenstocks wird der II Stufe - Stabilisierung der Ölförderung. Ziel der Entwickler ist es, diesen Entwicklungszeitraum so lange wie möglich zu verlängern. Dies wird durch folgende Maßnahmen erreicht: Netzverdickung durch Einbringung eines Reservebrunnenvorrats; Erhöhung der Injektion von Wasser oder Gas in die Formation, um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten, was auch durch die Verdickung von Injektionsbrunnen in Zonen mit geringer Permeabilität erreicht wird; Durchführung von Arbeiten zur Beeinflussung der Bodenlochzonen von Öl- und Injektionsbrunnen, um die Produktivität von Öl- und Injektionsbrunnen zu steigern, Formationswasserzuflüsse zu isolieren, instabile Gesteine ​​der Bodenlochzone von Formationen zu stärken usw.

III Die Phase der rückläufigen Ölproduktion ist durch einen Anstieg des Wasserverbrauchs in den Bohrlöchern und einen starken Abfall des Lagerstättendrucks gekennzeichnet. Es wird ein Anstieg des Gasfaktors beobachtet. Ziel ist es, den Rückgang der Ölförderung zu verlangsamen, was auf die gleiche Weise wie in erreicht wird II Stadien der Reservoirentwicklung. Die Brunnenbewässerungsrate während der Reservoirentwicklung hängt vom Verhältnis der Öl- und Wasserviskositäten ab:

Untersuchungen haben ergeben, dass (unter Bedingungen einer gleichmäßigen Durchlässigkeit von Formationsgesteinen) wenn µ O<3, происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременного прорыва воды к нефтяным скважинам. Если µÜber > 3- Es kommt zu einer fortgeschrittenen Wasserbewegung und einer schnellen Bewässerung von Brunnen. Daher wird daran gearbeitet, den Wert von µ zu reduzieren UM durch Eindickung des in die Formation eingespritzten Wassers, beispielsweise durch Zugabe von Polyacrylamid (PAA).

Abbildung – 10.2.3. – Dynamik wichtiger Feldentwicklungsindikatoren:

1 – jährliches Ölproduktionsvolumen Q N; 2 – jährliche Wassereinspritzmenge Q Z; 3 – jährliche Wasserproduktionsmenge Q IN; 4 – Behälterdruck P PL; 5 – Gasfaktor G 0 ; I, II, III, IV – Entwicklungsstadien.

Während Ich, II Und III Entwicklungsstadien entwerfen die Auswahl der wichtigsten Ölreserven, die 80 - 90 % der industriellen Reserven ausmachen.

IV Die Stufe zeichnet sich durch relativ geringe Ölentnahmemengen und große Wasserentnahmemengen aus. Dieser Zeitraum kann sehr lange dauern – bis die Erschließung des Feldes rentabel wird. Zur Erhöhung des Ölrückgewinnungsfaktors um IV Im zweiten Schritt werden sekundäre Ölfördermethoden eingesetzt, um das verbleibende Filmöl aus der Lagerstätte zu extrahieren.

Am Ende III und während IV In Entwicklungsstadien ist ein Zwangsbetrieb von Brunnen mit der Entnahme großer Wassermengen möglich. Daher muss die Möglichkeit hoher Kosten für die Sammlung, Aufbereitung und Injektion von Feldflüssigkeiten berücksichtigt werden. Abwasser in die Schicht Die Kontrolle und Regulierung der Lagerstättenausbeutung beruht auf einer gleichmäßigen Kontraktion der Wasser-Öl- und Gas-Öl-Kontakte und einem rationellen Verbrauch der Lagerstättenenergie. Gleichzeitig ist es sehr wichtig, dass in der Zone, in der Öl durch Wasser oder Gas ersetzt wird, ein hoher Ölrückgewinnungsfaktor gewährleistet ist. Eine gleichmäßige Kontraktion der ölführenden Konturen wird vor allem durch die richtige Platzierung der Ölförder- und Injektionsbohrungen in der gesamten Lagerstätte entsprechend der Durchlässigkeit verschiedener Abschnitte der Produktionsformationen und die Regulierung der Betriebsmodi jeder Bohrung einzeln erreicht.

Während der Erschließung von Lagerstätten erfolgt eine ständige Überwachung der Durchflussrate der Ölförderbohrungen, des Wasseranteils im Öl, des Gasfaktors, der Sandproduktion, Änderungen des Bohrlochbodens und des Lagerstättendrucks. Die Injektivität von Wasserinjektionsbrunnen und der Förderdruck von Clusterpumpen werden täglich überwacht Pumpstationen und ermitteln systematisch die Menge an mechanischen Verunreinigungen im Wasser. Hydrothermodynamische Untersuchungen von Brunnen werden systematisch durchgeführt.

Basierend auf den Ergebnissen aller Studien werden Karten des Wasseranteils in Brunnen, Isobaren, Durchlässigkeiten, spezifischer Produktivität usw. erstellt.

Im Falle eines vorzeitigen Wasserdurchbruchs in Ölquellen ist entweder die Förderung aus dieser Quelle begrenzt oder die Wassereinspritzung in Injektionsbrunnen ist begrenzt. Wenn der Gasdurchbruch in Ölquellen unter Gasdruck zunimmt, wird empfohlen, diese zu schließen. Ein Anstieg des Gasfaktors in Ölquellen unter Wasserdruckbedingungen weist auf einen Abfall des Lagerstättendrucks im Bereich dieser Bohrlöcher hin. Daher ist es notwendig, entweder die Ölförderung aus diesen Bohrlöchern zu reduzieren oder die Wassereinspritzung in das Reservoir in diesem Bereich zu erhöhen.

Basierend auf der Bestimmung des reduzierten Lagerstättendrucks für Bohrlöcher werden vierteljährlich Isobarenkarten erstellt – Karten gleicher Lagerstättendrücke. Ein Vergleich von Wasserschnittkarten und Isobarenkarten ermöglicht eine Beurteilung des Fortschritts ölführender Konturen.

Um die Vollständigkeit der Produktion produktiver Formationen zwischen den Öl- und Injektionsreihen von Bohrlöchern zu bestimmen, werden Bewertungsbohrungen mit kontinuierlicher Kernprobenahme aus der produktiven Formation gebohrt, die zur Bestimmung der Waschbarkeit von Gesteinen mit Wasser, d. h. des Restölgehalts, verwendet wird Laborbedingungen. Dann werden diese Brunnen als Kontrollbrunnen verwendet, die mit speziellen Geräten, sogenannten Piezographen, ausgestattet sind, oder es werden regelmäßig die Bohrlochdrücke darin gemessen.

Um Zonen mit schwacher oder verbesserter Durchlässigkeit einzelner Formationsabschnitte zu identifizieren, werden hydrodynamische Untersuchungen von Bohrlöchern zur Interaktion durchgeführt. Bei schlechter Durchlässigkeit werden in diesen Bereichen neue Öl- oder Injektionsbohrungen gebohrt, was eine größere Vollständigkeit der Ölförderung gewährleistet.

Die Vortriebsgeschwindigkeit ölführender Konturen kann durch Änderungen der Lichtabsorptionskoeffizienten des Öls überwacht werden k cn und gemäß den Druckwiederherstellungskurven am Boden des Bohrlochs. Für eine Einheit k cn ist der Lichtabsorptionskoeffizient einer solchen Substanz, wenn Licht durch 1 cm einer Schicht dringt, die Intensität Lichtstrom nimmt um das e-(2,718)-fache ab. Habe das festgestellt k SP reagiert empfindlich auf Änderungen der Konzentration farbiger Substanzen in Ölharzen, Asphaltenen. Da der Gehalt an Harzen und Asphaltenen im Öl in Zonen höher ist, die näher an der ölführenden Kontur liegen, nimmt er mit der Zeit zu k cn von Ölen, die aus In-Circuit-Bohrlöchern gefördert werden, ist es möglich, die Geschwindigkeit der Ölbewegung in jedem Abschnitt der Formation zu bestimmen.

Basierend auf den Ergebnissen aller oben genannten Studien werden tatsächliche Diagramme der Hauptindikatoren der Reservoirentwicklung erstellt (siehe Abb. 10.2.3), mit denen Sie die Förderung von Öl und Wasser aus der Lagerstätte, die Injektion von Wasser oder Gas in die Lagerstätte sowie Änderungen des Lagerstättendrucks und des Gasfaktors überwachen können. Wenn die tatsächlichen Indikatoren hinter den Projektindikatoren zurückbleiben, werden bestimmte Maßnahmen ergriffen, um die Entwicklung und Erreichung der Projektindikatoren zu regulieren.