МИНИСТЕРСТВА ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное

Зарегистрируйтесь, чтобы просмотреть полный документ!

МИНИСТЕРСТВА ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Институт Геологии и Нефтегазодобычи Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Курс лекций по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» Лекция 1 Должность, звание: к. т. н. , доцент Сабитов Разиль Разимович

Понятие о пластовых флюидах Пластовые флюиды – обобщенное понятие жидкостей и газов, находящихся в поровом пространстве пласта и характеризующиеся текучестью. Нефть – природная смесь (жидкое полезное ископаемое), состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которая в пластовых и стандартных условиях находится в жидкой фазе. Физические свойства нефти В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся: плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются следующие параметры: газосодержание (газовый фактор), давление насыщения нефти растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность, вязкость и др.

Понятие о пластовых флюидах Плотность нефти (ρ) определяется её массой в единице объема (кг/м 3 или г/см 3). Классификация нефтей по плотности: • 780 – 850 кг/м 3 – легкая нефть; • 851 – 899 кг/м 3 – нефти средней плотности; • 900 – 1000 кг/м 3 – тяжелые нефти; • более 1000 – битумы. Вязкость свойства жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении. Величина обратная вязкости (1/µ) называется текучесть. Динамическая вязкость (µ) – измеряется Па∙с; Кинематическая вязкость (υ=µ/ρ) – измеряется с. Пз. Классификация нефтей по вязкости: • 0, 5 ≤ µ ≤ 10 – маловязкие; • 10 ≤ µ ≤ 50 – средней вязкости; • µ ≥ 50 – высоковязкие нефти;

Понятие о пластовых флюидах Температура застывания – температура при которой нефть теряет свою текучесть. Маловязкая нефть Западной Сибири застывает при температуре (-200 С) - (-300 С) и ниже. Плотность пластовой нефти определяется по формуле: где: - плотность разгазированой нефти (г/м 3); - газосодержание (м 3/т) ; - плотность разгазированой нефти (г/м 3); - объемный коэффициент нефти (б/р). Газосодержание (газовый фактор) пластовой нефти – это объем газа Vг растворенного 1 м 3 объема пластовой нефти Гф=Vг/Vн. пл Газосодержание обычно выражается м 3/м 3 или м 3/т.

Понятие о пластовых флюидах Классификация нефтей по газа содержанию: • Гф < 50 м 3/т – малое содержание газа в нефти; • 150 < Гф < 300 м 3/т –повышенное содержание газа в нефти; • 300 ≤ Гф < 600 м 3/т – очень высокое содержание газа в нефти; • Гф ≥ 900 м 3/т – газоконденсатная система. Объемный коэффициент нефти – отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из него сепарированной нефти в стандартных условиях. Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти определяется по формуле U=(bн-1)/bн

Понятие о пластовых флюидах Коэффициент сжимаемости нефти (βн) – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0, 1 МПа. Давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный газ, называется давлением насыщения (Pнас). Газ – природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях – только в газообразном виде. Основные параметры газа – молекулярная масса, плотность газа в стандартных условиях, относительная плотность по воздоху, критические температура и давление, коэффициент сверхсжимаемости, объемный коэффициент, вязкость газа, температура гидратообразование, теплота сгорания и др.

Понятие о пластовых флюидах Различают: 1. Свободный газовой залежи, который состоит из метана (95 -99 %); 2. Газ газоконденсатной залежи, газовой шапки, (метан – 7090 %); 3. Растворенный (нефтяной) газ, (метан – 30 – 70 %) Физические свойства газа Молекулярная масса – масса атомов обозначается буквой М. Плотность газа в стандартных условиях – отношение молекулярной массы газа к его мольному объему: ρст= М/Vm = М/22. 41, кг/м 3. Плотность природных газов изменяется в пределах 0, 5 -2, 0 кг/м 3.

Понятие о пластовых флюидах Классификация газа по относительной плотности: • свободный газ (сеноманский) – 0. 5 -0. 55, это сухой газ; • газовой шапки или газоконденсатной залежи – 0. 6 -0. 7, это смесь сухого газа и конденсата; • растворенный газ – 0. 7 -1. 3, это смесь сухого газа, сжиженного газа и газового бензина; • газогидратный – 900 -1100 кг/м 3; это соединение газа с водой в твердом виде. Критическая температура (Ткр) – температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость, ни при каком давлении. Критическое давление (Ркр) – давление, соответствующее критической точке, выше которой в однокомпонентной системе жидкая и газовая фаза вещества не могут равновесно существовать.

Понятие о пластовых флюидах Критическая точка Кривая точек конденсации Газовая фаза Жидкая фаза Кривая точек парообразования Двухфазная газожидкостная область Фазовое состояние чистого этана в координатах T-P и V-P

Понятие о пластовых флюидах Критические параметры газов

Понятие о пластовых флюидах Тройная точка – точка, в которой твердая, жидкая и газообразная фаза сосуществуют в условиях равновесия. Фазовый переход - это переход вещества из одной фазы в другую. Фазовый переход 1 рода – это переходы между тремя агрегатными состояниями вещества (твердое, жидкое и газообразное), а именно: испарение - конденсация, плавление - затвердевание, сублимация - возгонка. Пример. Тройная точка для воды составляет: Т = 273, 13 о. К, Р = 0, 00061 МПа.

Понятие о пластовых флюидах Совершенный (идеальный) газ - это гипотетический флюид. Коэффициент сверхсжимаемости (Z) – отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одних и тех же термобарических условиях. Основной диапазон изменения Z: 0, 8 -1, 2. Z – мера отклонения реального газа от идеального. Объемный коэффициент газа – объем, занимаемый в пластовых условиях газом, имеющим в нормальных условиях объем 1 м 3. Объемный коэффициент газа - это коэффициент уменьшения объеме газа при переходе в пластовые условия. Пересчетный коэффициент - увеличение объема газа при переходе из пластовых условий в поверхностные, величина обратная объемному коэффициенту: θ = 1/Vg. Псевдокритическое давление и температура – это расчетные Ркр и Ткр для смеси газов.

Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона Дросселирование - расширение газа при прохождении через дроссель – местное сопротивление, сужение трубы (диафрагма, сопло, вентиль, кран, трубка Вентурри и т. д. ), сопровождающееся изменением температуры (как правило, охлаждение). Такое явление происходит, когда давление системы более 20 -30 атм. Отношение изменения температуры газа в результате его изоэнтальпийного расширения (дросселирования) к изменению давления называется дроссельным эффектом или эффектом Джоуля - Томсона. Изменение температуры при снижении давления на 1 ата (0, 1 МПа) называется коэффициентом Джоуля - Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и может иметь положительный или отрицательный знак.

Влажность газов Добываемый и транспортируемый по магистральным газопроводам газ содержит некоторое количество влаги, что приводит к коррозии трубопроводов и образованию гидратов. Различают абсолютную и относительную влажность газа. Абсолютная влажность газа - количество водяного пара, содержащегося в единице количества газа. Массовая абсолютная влажность d = mп /mг , где mп - масса водяного пара; mг - количество газа. Объемная абсолютная влажность dυ = mп/V, где V - объем газа. Относительной влажностью называется отношение фактически содержащегося количества водяного пара к максимально возможному при данных условиях φ = mп / ms, где ms - максимально возможное количество пара, которое может находиться в газе при данной температуре.

Кристаллогидраты природных газов. Большинство компонентов природного газа (метан, этан, пропан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении (в контакте) с водой образуют кристаллогидраты, существующие при определенных давлениях и температурах. Кристаллогидраты - это физическое соединение молекул газа и воды. Вода образует объемную кристаллическую решетку - каркас, внутри которой располагаются молекулы газа. Внешне похожи на рыхлый желтоватый лед. В одном объеме (1 м 3) гидратов содержится до 0, 8 м 3 воды и до 180 м 3 природного газа, приведенного к стандартным условиям. Процесс гидратообразования определяется давлением, температурой, составом газа, составом воды. Условия образования гидратов для различных газов различны и обычно показываются на графиках Р - t в полулогарифмических координатах.

Конденсат - природная смесь легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при пластовых условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. Газоконденсатными называются такие залежи, из газа которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза – конденсат (газоконденсат). В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различаются по групповому и фракционному составу. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, относятся также конденсатно-газовый фактор, давление начала конденсации, объемный коэффициент. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях.

Плотность конденсата – отношение массы конденсата к его объему. Диапазон изменения плотности: 650 -800 кг/м 3. Насыщенный (сырой, нестабильный) конденсат – это жидкость, полученная непосредственно в промысловых сепараторах при заданных давлении и температуре, состоит из жидких углеводородов при стандартных условиях (0, 1 МПа и 20 о. С), в которых растворено некоторое количество газообразных углеводородов. Конденсатный фактор – отношение количества извлеченного из газа сырого конденсата к количеству (объему) добытого газа (см 3/м 3, г/м 3). Стабильный конденсат – углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов С 5+В, в котором растворено не более 34 % пропан-бутановой фракции. • Кф < 75 г/м 3 – сухой газ; Кф ≥ 150 м 3/т – жирный газ. Давление начала конденсации – давление, при котором испаренный конденсат залежи начинает переходить из парообразного состояния в жидкое (выпадает)

Нефтяным, газонефтяным, нефтегазовым, газоконденсатным или нефтегазоконденсатным месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных с общим участком земной поверхности.

Под залежью нефти или газа понимается естественное единичное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченных к одному или нескольким пластамколлекторам с единой гидродинамическ ой системой.

Типы залежей Пластовая сводовая залежь представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади Литологически экранированная залежь Резервуар, образованный в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми

Типы залежей Тектонически экранированная залежь Резервуар образованный в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой Стратиграфически ограниченная залежь Резервуар, образованный в результате эрозии пластов-коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами

Типы залежей Массивная залежь Массивный резервуар представляет собой мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. Однофазными залежам являются: - нефтяные залежи, приуроченные пластам-коллекторам, содержащими нефть, насыщенную в различной степени газом (а); - газовые, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащими газ (г); - газоконденсатные залежи, приуроченные к пластамколлекторам, содержащими газ с углеводородным конденсатом (г); а – нефтяные; г – газовые. 1 – нефть; 2 – газ.

Двухфазным залежам являются залежи, приуроченные к пластамколлекторам, содержащими нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. Двухфазные залежи классифицируются по отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей двухфазные залежи (V) и подразделяются на следующие виды: - нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V > 0, 75); Кровля ГНК Нефть Газ Подошва ГНК Нефть

- газонефтяные или газоконденсатнонефтяные (0, 50 < V < 0, 75); - нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0, 25 < V <0, 50); - газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (V < 0, 25).

По новой классификации ГКЗ по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и газовые месторождения подразделяются на: 1) уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м 3 газа; 2) крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м 3 газа; 3) средние - от 3 до 30 млн. т нефти или от 3 до 30 млрд. м 3 газа; 4) мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или от 1 до 3 млрд. м 3 газа; 5) очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м 3 газа. Неоднородность коллекторов Изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого продуктивного пласта. Прерывистость пласта – неповсеместное распространение коллекторов продуктивного пласта. Однородный пласт – пласт, являющийся коллектором по всей толщине, с постоянными свойствами по площади и разрезу.

Параметры объемной неоднородности: Коэффициент расчлененности - отношение числа проницаемых прослоев hi продуктивного пласта, суммируемого по всем скважинам, к общему числу скважин: Коэффициент песчанистости – отношение суммарной эффективной толщины всех проницаемых пропластков hiэф во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта в этих же скважинах:

Параметры объемной неоднородности: Анизотропия – различие свойств коллектора в вертикальном и горизонтальном направлениях. Коэффициент макронеоднородности отношение числа проницаемых прослоев ni продуктивного пласта, суммируемого по всем скважинам, к общей суммарной эффективной толщине пропластков в этих же скважинах:

Запасы нефти и газа Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C 1 и недоразведанные (предварительно оцененные) - категория С 2. Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные — категория С 3 и прогнозные—категории Д 1 и Д 2. Таким образом, А, В, С 1 – промышленные запасы нефти и газа. Запасы нефти/газа категории А - это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектом разработки. Запасы нефти/газа категории В – это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сетке скважин согласно технологической схеме разработки. Запасы нефти/газа категории С 1 - это запасы залежи или части залежи, нефтегазоносность которой установлена по результатам испытания пласта в колонне и получен промышленный приток нефти (газа), а также часть залежи, примыкающая к запасам категории В, на расстоянии не более 1 км от линии запасов категории В.

Запасы нефти и газа Приток является промышленным, если qн ≥ 2 м 3/сут, qг ≥ 5000 м 3/сут. Не путать с рентабельным дебитом, величина которого может составлять 20 т/сут и более. Запасы нефти/газа категории С 2 – это недоразведанные запасы залежи или части залежи, выявленные по вторичным признакам: 1. отобран нефтенасыщенный керн из пласта; 2. выделены н/н или г/н интервалы по ГИС; 3. получен непромышленный приток нефти (qн < 2 м 3/сут, qг < 5000 м 3/сут) или приток воды с пленкой нефти; 4. часть залежи (на которой отсутствуют пробуренные скважины), примыкающая к запасам категории С 1 на расстоянии не более 1 км от линии запасов категории С 1; 5. на площадях в пределах которых притоки нефти и газа получены только при помощи испытателей пластов в процессе бурения скважин. Ресурсы категории С 3 – это перспективные ресурсы, находящиеся в подготовленных для глубокого бурения ловушках, выявленные по данным интерпретации сейсмики.

Категории скважин для разработки месторождений По назначению эксплуатационные скважины подразделяются на следующие категории: − добывающие; − нагнетательные; − наблюдательные (контрольные и пьезометрические); − специальные (водозаборные, поглощающие и др. ). Скважины могут переводиться из одной категории в другую в процессе разработки месторождения на основании утвержденного проектного документа. Учет принятых на баланс нефтегазодобывающей организации поисковых и разведочных скважин производится по приведенным в данном пункте категориям. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежей нефти, газа, конденсата и попутных компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные и механизированные. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях развития системы воздействия могут переводиться скважины других категорий.

Категории скважин для разработки месторождений Наблюдательные (контрольные и пьезометрические) скважины предназначаются: а) контрольные - для периодического наблюдения за изменением пластовой температуры, положения водонефтяного, газоводяного контактов, за изменением нефтегазоводонасыщенности пласта в процессе разработки залежи; б) пьезометрические - для систематического измерения пластового давления в законтурной области, нефтяной зоне пласта и в газовой шапке. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, эксплуатации подземных хранилищ газа, ликвидации открытых фонтанов. Водозаборные скважины предназначаются для технического водоснабжения систем поддержания пластового давления и бурения скважин. Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие пласты. Пробуренные добывающие, нагнетательные, водозаборные и поглощающие скважины за вычетом наблюдательных, законсервированных и ликвидированных относятся к эксплуатационному фонду скважин. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении и ожидании освоения после бурения.

Категории скважин для разработки месторождений К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в отчетном году и до начала отчетного года.

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ И УПРУГИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВ

Коэффициент гидропроводности Величина коэффициента гидропроводности пласта определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта и вычисляется по формуле: здесь – коэффициент гидропроводности, мкм 2 см/м. Па с. Коэффициент определяется непосредственно при исследовании скважин методом снятия кривой восстановления или падения давления. По величине этого параметра можно сравнивать характеристики различных продуктивных пластов. Чем выше гидропроводность, тем при прочих равных условиях будут более высокие дебиты.

Коэффициент пьезопроводности пласта характеризует его способность к передаче возмущений (изменений давления) по пласту, вызываемых изменениями режима эксплуатации скважин. Чем больше величина , тем быстрее передается импульс давления по пласту от возмущающей скважины к реагирующей. Для однородного пласта величина определяется расчетным путем из выражения: • 1. Для нефтяных залежей где – коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта, 1/МПа; – эффективная пористость, д. е. ; – вязкость жидкости и газов при пластовом давлении, м. Па·с;

Коэффициент продуктивности определяет добывные возможности скважины при снижении забойного давления на 1 МПа. Согласно уравнению Дюпюи для радиального притока жидкости коэффициент продуктивности скважины: где – коэффициент продуктивности, м 3/сут·МПа. Коэффициент продуктивности – комплексный параметр, имеющий физическую размерность, общую с размерностью гидропроводности, включает в себя дополнительное влияние геометрических размеров скважины , дренируемый радиус пласта, то есть большое количество факторов, влияющих на производительность скважины. Вышеизложенное подтверждает, что гидродинамические методы исследований, в основном, определяют только комбинации параметров и не дают прямых методов их определения.

Коэффициент объемной упругости Под объемной упругостью (сжимаемостью) пористой среды или насыщающей пласт жидкости понимается способность последних изменять свой первоначальный объем под действием приложенных сил давления. Это свойство имеет большое значение, и его необходимо учитывать при гидродинамических расчетах, так как благодаря объемной упругости перераспределение давления в пласте происходит не мгновенно, а постепенно. Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент объемной упругости пород (коэффициент сжимаемости) нефтяных месторождений может меняться в широких пределах, 1/МПа в зависимости от сцементированности и уплотненности скелета. Значение коэффициента сжимаемости пород определяется лабораторными исследованиями. Также его можно оценить по корреляционной зависимости Холла-Щелкачева: где – коэффициент сжимаемости пород, 1/МПа.

Коэффициент упругоемкости пластовой системы Коэффициент упругоемкости характеризует упругие свойства скелета и насыщающей его пластовой жидкости. Определяется из уравнения: где – насыщенность пор связанной водой, в долях от объема пор. Формула справедлива только для начальной стадии разработки залежей нефти. По мере обводнения пласта вследствие вытеснения нефти водой упругоемкость пласта уменьшается.

Режимы работы нефтяных залежей Режим залежи – характер проявления движущих сил в пласте, обуславливающих приток жидкостей и газов к забоям добывающих скважин. Источниками пластовой энергии являются: - упругие силы пласта; - упругие силы флюидов; - напор краевых (подошвенных) вод; - энергия выделения растворенного газа; - энергия расширения свободного газа; - гравитационные силы. Режимы нефтяной залежи: 1. упругий; 2. водонапорный; 3. упруго-водонапорный; 4. растворенного газа; 5. газонапорный (режим газовой шапки); 6. газонапорный (режим техногенной газовой шапки); 7. гравитационный;

Режимы работы нефтяных залежей Упругий режим – характеризуется превышением пластового давления над давлением насыщения, углеводороды - нефть находится в однофазном состоянии. Фильтрация нефти происходит за счет упругой энергии деформации нефти и пласта. Давление от пластового на контуре питания до давления на забое скважины изменяется по логарифмическому закону. Вокруг забоя скважины образуется воронка депрессии. Pпл Рс Pc R

Режимы работы нефтяных залежей Водонапорный режим – режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

Режимы работы нефтяных залежей Упруго-водонапорный режим осуществляется при наличии активных законтурных пластовых вод. Вытеснение нефти происходит за счет упругой энергии пластовых вод при наличии хорошо проницаемой и достаточно обширной водонасыщенной зоны. В естественных условиях такой режим практически не встречается, но его выделение способствует надежному и успешному проектированию процесса извлечения нефти.

Режимы работы нефтяных залежей Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т. е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0, 2 -0, 4.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, на-пластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям сква-жин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0, 1 -0, 2.

Под системой разработки месторождения понимается комплекс инженерных решений по извлечению углеводородов из недр и управлению этим процессом. Система разработки определяет количество и состав эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки с соблюдением требований по охране недр. Эксплуатационный объект (объект разработки) – это пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь: - совпадение залежей в плане; - близость расположения (± 100 м по глубине); - близкие коллекторские свойства (k, kh/µ, Кпрод); - одинаковое фазовое состояние (нефтяная+нефтяная, газовая+газовая); - рентабельные дебиты (≥ 20 т/сут); - осложняющие факторы (высокий Гф, высокопарафинистая нефть, Н 2 S, СО 2 и др. ).

Ключевые аспекты проектирования и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Стадия разработки месторождения – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. 1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 ‑ значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПЕРВАЯ СТАДИЯ (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. ВТОРАЯ СТАДИЯ (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. ТРЕТЬЯ СТАДИЯ (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. ЧЕТВЕРТАЯ СТАДИЯ (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Основные показатели разработки: Добыча нефти (Qн) – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки. Добыча жидкости (Qж) – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти. Текущая обводненность – доля воды в потоке или f = (1 - дебит нефти / дебит жидкости)*100 %, f = (1 – qн/qж). Закачка воды – суммарная закачка воды в пласт в единицу времени. Добыча свободного газа (Qг) – суммарная добыча свободного газа в единицу времени. Добыча конденсата – суммарная добыча конденсата в единицу времени.

Основные показатели разработки: Добыча попутного газа (Qг) – этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

(t) k (t) 0 t, год Изменение текущего КИН во времени

Технологические проектные документы Любое месторождение имеет этапы и стадии разработки. И все они осуществляются на основании проектных документов. Основные этапы: 1 этап: поиск месторождения. На этом этапе составляется и реализуется «Проект поискового бурения» , который составляется на площадь с выявленной ловушкой и перспективными ресурсами категории С 3. Намечается проведение сейсмики, бурение одной или нескольких поисковых скважин, отбор керна, флюидов, испытания с целью обнаружения залежей нефти и/или газа и открытия месторождения. 2 этап: разведка месторождения. Месторождение открыто, если на площади в скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. На этом заканчивантся этап поиска. После открытия м-ния составляется «Проект разведочного бурения» , с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения. Может составлятся еще «Проект доразведки» . Этап разведки закончен, когда на Госбаланс РФ поставлены запасы категорий С 1 и С 2. Но доразведка месторождения продолжается, пока на месторождении имеются запасы категории С 2. 3 этап: подготовка к промышленной эксплуатации - Проект (план) пробной эксплуатации разведочной(ых) скважин; - Проект пробной эксплуатации (на 3 года); - Тех. схема опытно-промышленной разработки (высоковязкие нефти, сложное строение и т. д. сроком до 7 лет).

Технологические проектные документы Основные условия для составления ППЭ – это наличие на Госбалансе РФ запасов нефти и/или газа категории С 1 и С 2. Основная цель - оценка добывных возможностей скважин и пластов. В данных документах решаются задачи: - выбор первоочередного участка; - сетка скважин, система воздействия; - количество первоочередныхе скважин; - программа НИР и доразведки; - оценка добычи на полное развитие. 4 этап: промышленная эксплуатация Тех. схема разработки (на период разбуривания месторождения). В данном документе решаются задачи: - выделение объектов; - расстановка фонда скважин на полное развитие. Основное условие для составления тех. схемы – это выполнение пересчета запасов и ТЭО КИН с представлением в ГКЗ РФ. (После утверждения тех. схемы составляется проект обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл. нефтепроводов и их техн. характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т. п. На основе проекта обустройства ведется строительство объектов сбора, транспорта, инфраструктуры и др. )

Технологические проектные документы - Дополнение к тех. схеме; - Проект разработки (после разбуривания фонда скважин на 70 %); - Дополнение к проекту разработки; - Проект доразработки (уточненный проект разработки) (отобрано ≥ 80 % НИЗ); - Авторский надзор за реализацией проектного документа. Проектные документы составляются специализированными организациями, не требуют лицензирования. Но обязательно рассмотрение и согласование работы в ЦКР Роснедра. Ниже приводится структура проектного документа, соответствующая Методическим рекомендациям. Структура документа (содержание) ВВЕДЕНИЕ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 2. СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И УЧАСТКА НЕДР, ПРЕДОСТАВЛЕННОГО В ПОЛЬЗОВАНИЕ 2. 1. Основные этапы геолого - геофизических работ 2. 2. Отбор и исследование керна 2. 3. Геофизические исследования скважин в процессе бурения 2. 4. Промыслово-геофизические исследования 2. 5. Гидродинамические исследования скважин 2. 6. Лабораторные исследования пластовых флюидов

3. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 3. 1. Геологическое строение месторождения 3. 1. 1. Литолого - стратиграфическая характеристика месторождения 3. 1. 2. Тектоника 3. 1. 3. Газонефтеносность месторождения 3. 1. 4. Толщины продуктивных пластов 3. 2. Физико - гидродинамическая характеристика продуктивных пород 3. 2. 1. Результаты исследования керна 3. 2. 2. Гидродинамические исследования 3. 2. 3. Физико - химическая характеристика пластовых вод 3. 3. Свойства и состав пластовых флюидов 3. 4. Запасы нефти, газа и конденсата 4. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 4. 1. Основные этапы проектирования разработки месторождения 4. 2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом 4. 2. 1. Анализ структуры фонда скважин 4. 2. 2. Анализ текущего состояния 4. 2. 3. Пластовое давление в зонах отбора и закачки. Температура пласта 4. 2. 4. Анализ выработки запасов нефти, газа и конденсата 4. 3. Цифровые модели месторождения 5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 5. 1. Обоснование выбора эксплуатационных объектов 5. 2. Обоснование вариантов разработки 5. 2. 1. Обоснование способов воздействия на пласт и методов ППД 5. 2. 2. Выбор рабочих агентов для воздействия на пласт и ППД 5. 2. 3. Выбор расчетных вариантов разработки 5. 2. 4. Технологические показатели разработки месторождения 5. 3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр 5. 4. Период пробной эксплуатации. Обоснование выбора первоочередных скважин на период пробной эксплуатации

6. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ/ГАЗА И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ/ГАЗООТДАЧИ/КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТОВ 7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ 8. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН, производство буровых работ, геофизические и геолого-технологические исследования скважин, методы вскрытия пластов и освоения скважин 9. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА 10. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 11. ПРОГРАММА ДОРАЗВЕДКИ И ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ 12. ОХРАНА НЕДР 13. ОБОСНОВАНИЕ НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ УВС ЗАКЛЮЧЕНИЕ Список литературы ПРИЛОЖЕНИЯ: 1. Копия Лицензии и Лицензионного соглашения 2. Копия Технического задания на выполнение работы 3. Протокол ЦКР Роснедра последнего проектного документа Электронные приложения - лазерный диск (текст, графика, модель) ГРАФИЧЕСКИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ

Категории скважин для разработки месторождений По назначению эксплуатационные скважины подразделяются на следующие категории: − добывающие; − нагнетательные; − наблюдательные (контрольные и пьезометрические); − специальные (водозаборные, поглощающие и др. ). Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежей нефти, газа, конденсата и попутных компонентов. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях развития системы воздействия могут переводиться скважины других категорий. Наблюдательные (контрольные и пьезометрические) скважины предназначаются: а) контрольные - для периодического наблюдения за изменением пластовой температуры, положения водонефтяного, газоводяного контактов, за изменением нефтегазоводонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

Категории скважин для разработки месторождений б) пьезометрические - для систематического измерения пластового давления в законтурной области, нефтяной зоне пласта и в газовой шапке. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, эксплуатации подземных хранилищ газа, ликвидации открытых фонтанов. Водозаборные скважины предназначаются для технического водоснабжения систем поддержания пластового давления и бурения скважин. Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие пласты. Пробуренные добывающие, нагнетательные, водозаборные и поглощающие скважины за вычетом наблюдательных, законсервированных и ликвидированных относятся к эксплуатационному фонду скважин. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении и ожидании освоения после бурения. К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не

Категории скважин для разработки месторождений К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в отчетном году и до начала отчетного года. Размещение скважин. Плотность сетки скважин Сетка скважин – геометрическое расположение точек на плоскости. Основные сетки - треугольная, четырехугольная и неравномерная Сетка характеризуется следующими параметрами: 1. Расстояние между скважинами: Для нефтяных 400 -500 -600 метров и более, для газовых 1000 -2000 м; 2. Плотность сетки скважин (S): Для треугольной: 400 х400 м: S = 13. 9 га/скв; 500 х500 м: S = 21. 6 га/скв. ; 600 х600 м: S = 31. 2 га/скв.

Сетка характеризуется следующими параметрами: Для четырехугольной: 400 х400 м: S = 16. 0 га/скв; 500 х500 м: S =25. 0 га/скв. ; 600 х600 м: S = 36. 0 га/скв. Для четырехугольной: 1000 х1000 м: S =100 га/скв. Для неравномерной сетки: S = Sзалежи/Nскв. 3. Извлекаемые запасы нефти/газа, приходящие на 1 скважину: Qизв. 1 скв = Qизв/Nскв – параметр Крылова. При этом извлекаемые минимально рентабельные запасы нефти на 1 нефтяную скважину составляют 25 тыс. т. Извлекаемые минимально рентабельные запасы газа на 1 газовую скважину составляют 1 млрд. м 3. Минимальная рентабельная толщина нефтяного пласта ≈ 4 м. Минимальная рентабельная толщина газового пласта ≈ 10 -20 м. Виды заводнения В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: - Законтурное; - Приконтурное; - Внутриконтурное.

Законтурное заводнение Применяется, если слабая активность пластовых законтурных вод не компенсирует отбор нефти из залежи. Пластовое давление в залежи снижается и для восполнения энергетических ресурсов применяется законтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагаются за внешним контуром нефтеносности. Размещение нагнетательных скважин зависит: от расстояния между внешним и внутренним контурами нефтеносности; от геологических условий залегания и ФЕС пласта. Законтурное заводнение применяется для разработки однородных залежей с маловязкими нефтями с небольшой по площади водонефтяной зоной (ВНЗ) – между внутренним и внешним контурами нефтеносности и не больших размерах чисто нефтяной зоны (ЧНЗ).

Приконтурное заводнение Это метод поддержания пластового давления осуществляется путем закачки воды в приконтурную, нефтяную часть залежи (ВНЗ). Нагнетательные скважины размещаются между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Применяется при ухудшении проницаемости законтурной (водоносной) части пласта или при плохой гидродинамической связи между водяной и нефтяной частями пласта, а также при небольшой по площади водонефтяной зоны – между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

Внутриконтурное заводнение При внутриконтурном заводнении поддержание и восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и нагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: - разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; - площадное заводнение; - очаговое и избирательное заводнение; - сводовое заводнение; - барьерное заводнение; w = Nдоб/Nнагн – основной параметр характеризующий интенсивность системы заводнения, показывает сколько добывающих скважин приходится на 1 нагнетательную (wдоб=1 нагн). Чем меньше w, тем более интенсивной является система заводнения.

Площадные системы заводнения Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения определяются по числу скважин каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной нагнетательной или добывающей скважиной. Если нагнетательная скважина находится в центре элемента разработки, то такая система называется обратной. Если добывающая скважина находится в центре элемента разработки, то такая система называется прямой. На практике используются обратные системы. Наиболее используемые пяти – семи - девятиточечные системы: а) пятиточечная; б) семиточечная обращенная; в) девятиточечная обращенная; г) ячеистая.

Рядные системы заводнения При однорядной системе используют ряд добывающих и ряд нагнетательных скважин. При этом число добывающих скважин примерно (но не точно) равно числу нагнетательных скважин. Ширина полосы составляет 1… 1, 5 км. Однорядная система очень интенсивная и используется при разработке низкопроницаемых и сильнонеоднородных пластов, а также при проведении опытных работ по испытанию технологии МУН (методов увеличения нефтеотдачи), поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения результатов. Ширина полосы зависит от числа рядов и расстояния между ними. Соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами примерно равны: для 3 -х рядной системы – 1 : 3, а для 5 -ти рядной – 1 : 5. Трехрядная система более интенсивная, однако, при пятирядной имеются большие возможности для регулирования процесса разработки путем перераспределения отборов жидкости из отдельных скважин

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Может используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Наиболее эффективно на поздних стадиях разработки. Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем числе скважин реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват пласта заводнением.

Барьерное заводнение При опережающей разработке нефтяной части пласта нефтегазовой залежи применяется особый вид заводнения – барьерное заводнение. Нагнетательные скважины барьерного заводнения отсекают газовую часть залежи от нефтяной. Препятствуют прорыву газа к забоям нефтяных скважин, смещению ГНК в нефтенасыщенную область. Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор в раза, по сравнению с разработкой без воздействия на пласт. Газодобывающие скважины используются для снижения давления в газовой шапке. Скважины барьерного заводнения размещаются на внутреннем контуре газоносности. 1 2 3 4 6 7 1 – нагнетательные скважины законтурного заводнения; 5 2 – нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения; 3 – нефтедобывающие скважины; 4 – нагнетательные скважины барьерного заводнения; 5 – газодобывающие скважины; 6 – внешний контур нефтеносности; 7 – внутренний контур газоносности.

ФИЗИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПЛАСТОВ И ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЫТЕСНЕНИЯ Под моделью понимают созданную структуру, воспроизводящую или отражающую изучаемый объект [7]. Модель пласта – система количественных представлений о его геологическом строении, учитывающая литологические и фильтрационноемкостные свойства. Модель процесса разработки – это система количественных представлений об извлечении нефти и газа из недр. В основе построения моделей лежат физические законы, определяющие статические и динамические процессы, происходящие в процессе разработки. Модели разработки описываются математическими соотношениями физических законов. В настоящее время для проектирования и контроля за процессом разработки используются геологические и гидродинамические модели. Модели пластов делятся на детерминированные (адресные) и статистические.

Детерминированная модель Накопленные данные о геологическом строении, о ФЕС залежи, нефтенасыщенных толщинах и другие используются для более точного отражения фактического строения и свойств пласта. Пласт разбивают на участки с одинаковыми или близкими по величинам основных физических параметров. Дифференциальные уравнения, описывающие процессы фильтрации нефти и вытеснения реагентами, заменяются конечно-разностными, алгебраическими уравнениями. Решение системы алгебраических уравнений позволяет определить текущие показатели разработки. Практическое применение k , m адресной модели стало возможным благодаря развитию математических методов обработки k , m больших объемов информации с применением современных k , m возможностей вычислительной техники. Схема детерминированной модели пласта 1 1 4 2 2 3 4 5 6 6 5 3

Вероятностно-статистическая модель В этом случае реальному пласту ставят в соответствие некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же характеристики, как и реальный. К таким моделям относятся: а) модель однородного пласта – основные характеристики пласта – пористость и проницаемость усредняются; б) модель однородно-анизотропного пласта – проницаемость по вертикали и вдоль напластования различны. Применение вероятно – статистических моделей стало возможным благодаря развитию методов подземной гидромеханики, которые позволили понять и объяснить процессы движения флюидов при различных пластовых условиях.

Модели трещиновато-пористого пласта Модель с двойной пористостью и проницаемостью Эта модель, разработанная Г. И. Баренблаттом и Ю. П. Желтовым [7, 8] представляет трещиновато - пористый коллектор в виде двух сплошных сред, вложенных друг в друга и обладающих различными емкостными и фильтрационными свойствами (пористостью и проницаемостью). Среды связаны между собой функцией перетока. Одна среда учитывает фильтрацию в пористой среде, вторая – в трещинах. Модель Уоррена – Рута Трещиновато-пористые среды представлены в виде блоков – прямоугольных параллелепипедов и системы трещин. По трещинам приток флюида перемещается к забою скважины, из блоков в силу разности давлений нефть перетекает в трещины. 2 1 3 Модель Уоренна – Рута. 1 - трещины, 2 – блоки, 3 – трещины 3

Модель Каземи Трещиновато-пористый пласт представляется в виде двух пропластков: 1 -й - высокопроницаемый пропласток (прослой) (ВП) соответствует трещинам, 2 -й - низкопроницаемый пропласток (НП). Приток флюида в скважину происходит по ВП. Флюид из НП перетекает в ВП. Фильтрация флюида из НП в ВП описывается функцией перетока. Модель Каземи. V – функция перетока из НП в ВП, h 1 , h 2 толщины высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков НП h 2 НП h 1 ВП V ВП Многослойная модель Существуют многослойные модели пластов, в которых выделяют несколько прослоев с разными фильтрационно – емкостными свойствами, которые могут быть гидродинамически связанными или разделены глинистыми прослоями. Модель слоистого пласта, состоящего из пропластков (прослоев) разной толщины проницаемости и пористости. h 1 k 1 , m 1 h 2 k 2 , m 2 hi ki , mi hn kn , mn h

Модель Полларда Трещиновато – пористый пласт представляется в виде трех областей. Первая характеризует систему трещин в ПЗП, вторая область – система трещин и поровых каналов вдали от забоя скважины, третья область соответствует матрице, блокам, пористой среде. Между областями происходит переток жидкости. Общее падение давления в пласте равно сумме падений давлений в каждой области и происходит за счет объемной сжимаемости соответствующих областей. Параметры системы определяются интерпретацией результатов кривых восстановления давления 3 2 1 1 2 3 Модель Полларда. 1 - область трещин в ПЗП. , 2 - область трещиновато – пористого коллектора, 3 - матрица, поровый коллектор.

Поршневое вытеснение Фронт вытеснения перемещается от галереи нагнетательных скважин к добывающим скважинам, вытесняя нефть. За фронтом вытеснения движется только вода, нефть не движется, ее количество определяется коэффициентом он=1 - *. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, количество неподвижной связанной воды характеризуется параметром св. Водонасыщенность на фронте вытеснения и за ним постоянна и равна *. Когда фронт вытеснения достигнет галереи добывающих скважин, продукция полностью обводняется. Действительно, k*н( *)=0, и из (4. 5) f( *)= =1. Таким образом, обводненность равна 1, а водонасыщенность меньше 1. Поршневое вытеснение может иметь место только в однородных высокопроницаемых коллекторах или в высокопроницаемых пропластках пластов. Используется для приближенного расчета показателей разработки. Н 0 2 Н 1 В 0 хф(t) св х Поршневое вытеснение нефти водой, 1 - галерея нагнетательных скважин, 2 - ряд добывающих скважин, xф(t)- фронт вытеснения нефти водой, св - коэффициент связанной остаточной воды, он – коэффициент остаточной нефти

Непоршневое вытеснение При непоршневом вытеснении за фронтом вытеснения образуется зона двухфазной фильтрации нефть – вода. При достижении фронта вытеснения галереи добывающих скважин продукция начинает обводняться постепенно и в отличие от поршневого вытеснения эксплуатация скважин продолжается, поскольку нефтенасыщенность при непоршневом вытеснении на фронте вытеснения меньше предельной *. Размеры зон двухфазной фильтрации могут быть довольно значительными, а время совместной добычи нефти и воды достигает десятки лет. Доля воды в добываемой продукции возрастает, если не применять методов по ее ограничению, например, изменения профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляцию, отключение высокопроницаемых пропластков на забоях добывающих скважин Н 0 Н Схема непоршневого вытеснения нефти, н – коэффициент нефтенасыщенности в зоне совместной фильтрации. Н В В+Н 0 хф(t) св х

Характеристики вытеснения Характеристиками вытеснения называются функциональные зависимости между показателями разработки. Характеристики вытеснения подразделяют на дифференциальные и интегральные. Дифференциальные характеристики вытеснения описывают зависимость текущей добычи нефти или дебита нефти от времени. Строятся по известным промысловым данным. При построении зависимостей используют показатели разработки за год или за месяц. Приведем некоторые из них: Здесь q –текущая добыча нефти (за год, месяц), t – время (год, месяц) с начала разработки эксплуатационного объекта, q 0 – начальная добыча нефти. A, B – постоянные, определяемые обработкой промысловых данных, обычно методом наименьших квадратов.

Характеристики вытеснения Интегральные характеристики – это зависимости между накопленными отборами нефти, воды, жидкости, обводненности. Обычно называют по имени авторов. Вот некоторые из них: Сазонов: Камбаров: , Пирвердян: , Назаров-Сипачев: , Ревенко: , Медведский – Севастьянов АЛГОМЕС -1 для однородных коллекторов: Медведский – Севастьянов АЛГОМЕС-2 для сложнопостроенных коллекторов [14]: Здесь Qн , Qв , Qж – накопленные добычи нефти, воды и жидкости, Qp - дренируемые извлекаемые запасы, A, B, n, α, β – константы, определяются методом наименьших квадратов, q 0 – начальный уровень добычи нефти.

Характеристики вытеснения нефти месторождений Западной Сибири

Варианты разработки После проведения анализа текущего состояния разработки, выработки запасов нефти или газа формулируются проблемы месторождения, вычленяются осложняющие факторы. Варианты разработки представляют собой пути решения проблем. Выбор вариантов разработки различается: для нового месторождения в рамках проекта пробной эксплуатации или технологической схемы и для разбуренного месторождения. Проект пробной эксплуатации составляется на 3 года с целью уточнения добывных возможностей, доизучения и доразведки месторождения. Технологическая схема составляется по результатам пробной эксплуатации сроком на 5 лет, при условии С 1/(С 1 + С 2) ≥ 80 %. Предусматривается разбуривание объектов, включая запасы категории С 2. Проект разработки составляется после разбуривания месторождения на 70 %. Проект доразработки составляется после перехода месторождения на 4 – заключительную стадию разработки. 1. Проект пробной эксплуатации составляется сроком на 3 года. Здесь выбирается один или несколько первоочередных участков для пробной эксплуатации, где размещаются элементы скважин. Основная задача – оценка добывных возможностей пласта, т. е. посмотреть с какими дебитами будут работать скважины в течении периода пробной эксплуатации. 2. В технологической схеме рассматриваются варианты на полное разбуривание запасов категории С 1 + С 2, с достижением утвержденного КИН, КИГ.

Варианты разработки 3. В проекте рассматривают варианты с геолого-технологическими мероприятиями (ГТМ), позволяющие достичь утвержденный КИН, КИГ. Сначала необходимо выявить и сформулировать проблемы, существующие при разработке месторождения, а также причины и негативные последствия. Учитываются осложняющие факторы. Какие проблемы могут быть (см. табл. 10. 1): 1. низкопродуктивные коллекторы, 2. АСПО, 3. гидратообразование, 4. неравномерность выработки запасов нефти или газа и др. Осложняющие факторы: обширная водонефтяная зона (скважины будут быстро обводняться), повышенный газовый фактор (более 100 м 3/т, когда происходит разгазирование нефти), высокопарафинистая нефть (образование АСПО в трубах), наличие в газе H 2 S, CO 2 (что ведет к коррозии оборудования, ограничения по использованию газа). При этом ГТМ направлены на решение проблемы или проблем, возникших на месторождении.

Варианты разработки Проблемы и пути их решения

Варианты разработки Первый и основной вопрос проектирования – выбор объектов разработки. Какие критерии? Если месторождение однопластовое, то этот пласт является и объектом разработки. Сначала рассматривают варианты с расстановкой сетки скважин (разбуриванием) каждого пласта, проводят технико-экономические расчеты и выбирают основные объекты, т. е. пласты, эксплуатация которых рентабельна при разбуривании собственной сетки. После этого начинают объединять нерентабельные и малорентабельные пласты по 2 (по 3) с учетом возможности объединения по геолого-физическим критериям. Если случается найти такое объединение, то это хорошо, т. к. не всегда удается. Поэтому мелкие пласты делают возвратными, т. е. вырабатывают запасы скважинами выполнившими свое проектное назначение на основном объекте. Система разработки и способы эксплуатации должны решать создавшиеся проблемы. Если залежь низкопроницаемая (Кпр ≤ 10 м. Д) и низкопродуктивная (Кпрод ≤ 0, 1 м 3/сут. Атм. ), то рассматривается площадная система заводнения обращенная 7 -ми точка, 9 -ти точка. Сетка скважин плотная (300 м, 400 м, 500 м). Возможно во всех скважинах проведение ГРП и сразу же формирование системы заводнения без отработки скважин на нефть. Если залежь высокопроницаемая (Кпр ≥ 20 м. Д) и высокопродуктивная (Кпрод ≥ 0, 5 м 3/сут. Атм. ), то в зависимости от размеров можно рекомендовать базовый вариант приконтурного или разрезающего заводнения. Сетка скважин более редкая (500 -700 -900 м). Первые несколько лет возможен режим упруговодонапорный. Это базовые варианты.

Заполнение наиболее погруженных участков фундамента континентально-морскими отложениями тюменской свиты (Т 1)

Залегание прибрежно-морских отложений вогулкинской толщи (пласт П)

Углы падения пластов Мортымья-Тетеревская залежь

Линзы коры выветривания Южно-Тетеревская залежь

Куб сегментов, соответствующий четырем тектонически-экранированым залежам

Структурный каркас Западно-Мортымьинской III залежи Кровля П Кровля КВ Условная подошва линзы КВ

Модель напластования

Куб несвязанных объемов Мортымья-Тетеревская залежь

Конец 40 -х и 50 -е гг. ознаменовались резким ростом числа исследований в области разработки нефтяных месторождений, развитием новых направлений в этой области. Было значительно продвинуто вперед решение проблемы разработки нефтяных месторождений при смешанных режимах – водонапорном и растворенного газа. Начали интенсивно развиваться методы определения параметров пластов с использованием гидродинамических исследований скважин. Были созданы методические основы расчета разработки нефтяных месторождений с применением вероятностно-статистических моделей. Развивалась также методы непосредственного учета неоднородности при фильтрации в нефтяных пластах

В 50 -е годы возникли и стали развиваться новые модели нефтяных пластов (трещиноватых и трещиновато-пористых), а также методы анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений. Наряду с площадными системами появились сначала системы внутриконтурным разрезанием месторождений рядами нагнетательных скважин и расположением добывающих скважин вдоль линии разрезания, а затем блоково-рядные системы.

СТРУКТУРНЫЙ ПЛАН И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЯ VI Va V - нефть - газ III IV Промышленная нефтегазоносность установлена в II I пластах I, III, IV, XII üПласты разбиты на тектонические блоки üПласты сложены песками и алевритами üВ сводовой части структуры I пласт частично размыт üВ пределах месторождения выявлено 16 нефтяных и 2 газовые залежи Пласты месторождения однородны по разрезу, характеризуются высокими ФЕС, залегания (в кровле) нефтяных горизонтов 120 -230 м, газовых горизонтов 536 -592 м 100 глубина

Развитие проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений требовало применение сложных математических методов и вычислительных средств. В 30 е и 50 -е гг. при расчетах использовали в основном точные и приближенные методы решения задач подземной гидродинамики, а в конце 50 -х и 60 -х гг. стали применять численные методы решения задач фильтрации и компьютерное моделирование

В конце 50 -х и начале 60 -х гг. заводнение стало в России основным методом воздействия на нефтяные пласты. Однако в эти же годы стало ясным, что таким способом нельзя полностью решить проблему максимального извлечения нефти из недр, особенно при разработке высоковязких и высокопарафинистых нефтей. Были проведены фундаментальные исследования и даны инженерные решения, послужившие основой развития тепловых методов разработки нефтяных месторождений, связанных с закачкой в пласт теплоносителей и внутрипластовым горением. В эти же годы было уделено огромное внимание развитию физико-химических методов извлечения нефти из недр, таких как вытеснение нефти углеводородным растворителями, двуокисью углерода, полимерными и мицеллярно-полимерными растворителями.

Внутрипластовое горение Воздухонагнетательные скв. Компрессорная Подготовка продукции Товарные резервуары

Циклическая обработка скважины паром

Скважинный способ добычи высоковязких нефтей Технология парогравитационного воздействия с применением пары горизонтальных скважин

Скважинный способ добычи высоковязких нефтей Площадная закачка пара в системе горизонтальных скважин

Компании-операторы борются с обводненностью продукции Насколько велика эта проблема? В 2004 г. в США доля добытой пластовой воды составила ~ 10. 1 млрд. м 3 (63, 2 млрд. баррелей) Средняя обводненность продукции скважины составляла 94%. Стоимость попутно добытой воды составляла от 0. 19 – 41 долл. /м 3 (0. 03 до 6. 50 $/баррель) В США было затрачено ~ $6500 млн. долл. США на добычу попутной воды! Общие затраты в США на услуги всех сервисных компаний, оказывающих нефтепромысловые услуги по цементированию, ГРП, кислотным обработкам, борьбе с выносом пропана и частиц породы пласта, составили $5000 млн. долл. США.

3. МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ. ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ • Метод исследования скважин при установившихся режимах фильтрации (или метод установившихся отборов) предназначен для определения коэффициента продуктивности скважины и условий фильтрации жидкости в пласте. Сущность метода заключается в определении аналитической связи между давлением на забое скважины и ее дебитом при установившейся работе скважины на режимах, в том числе при отклонении от линейного закона фильтрации. • По результатам исследования строится графическое изображение этой зависимости, называемое индикаторной линией (ИЛ) или диаграммой (ИД). Предполагается, что продолжительность работы на каждом режиме такова, что в пласте устанавливается стационарное течение, в результате чего дебит и забойное давление стабилизируются.

3. 2. Схемы исследования скважин на установившихся режимах фильтрации. Формы индикаторных линий • В нефтепромысловой практике применяются несколько технологических схем исследования скважин на установившихся режимах фильтрации • • • а – прямой ход без остановок между режимами; б – обратный ход безостановок между режимами; в – прямой ход с остановками между режимами (изохронный метод)

• Первая схема (см. рис. (а)) предполагает работу скважины без остановок на режимах в сторону увеличения дебитов (прямой ход). • Вторая схема (см. рис. (б)) предполагает работу скважины без остановок на режимах в сторону уменьшения дебитов (обратный ход). • Третья схема (см. рис. (в)) предполагает работу скважин с остановками между режимами в сторону увеличения (или уменьшения) дебитов. При этом время работы скважины на режиме равно времени остановки между режимами.

По результатам исследования скважины, строят индикаторную диаграмму в координатах дебит депрессия или дебит забойное давление. Q - Q* – участок кривой при линейном законе фильтрации; Q* - Q – участок кривой при нелинейном законе фильтрации В зависимости от режима фильтрации жидкости в пласте и изменения параметров пласта и насыщающих их жидкостей от давления, а также фазовых переходов, форма индикаторных линий бывает различной

• Индикаторные линии типа 1, имеющие прямолинейную форму, характеризуют линейный закон фильтрации. • Индикаторные линии типа 2 (с выпуклостью к оси дебитов) при забойных давлениях выше давления насыщения нефти газом указывают на наличие зависимости параметров пласта от давления (деформируемые трещины) или на нарушение линейного закона фильтрации в результате влияния инерционных сопротивлений, а также на совместное проявление этих факторов. • Индикаторные линии типа 3, имеющие прямолинейный вид при дебитах и криволинейный при забойных давлениях выше давления насыщения , характерны для составного закона фильтрации жидкости в пласте. • Индикаторные линии типа 4, прямолинейные при забойных давлениях выше давления насыщения и криволинейные с выпуклостью к оси дебитов при , характеризуют фильтрацию газированной жидкости в призабойной зоне пласта при работе на режимах забойных давлений ниже давления насыщения. • Индикаторные линии типа 5 характерны для слоистонеоднородного пласта, коллекторы которого подключаются к работе только при определенных депрессиях на пласт.

3. 2. 1. Обработка индикаторных линий в координатах «дебит‑забойное давление» Обработка результатов исследования в координатах рекомендуется для прямолинейной формы ИЛ, т. е. когда реализуется линейный закон фильтрации. Индикаторная линия строится по результатам замеров забойного давления и дебитов на режимах исследования, включая режим замер пластового давления . В основу обработки индикаторной линии (при линейном законе фильтрации) положено уравнение прямой вида: Где А – угловой коэффициент графика ИЛ, равный обратной величине коэффициента продуктивности скважины, МПа/м 3/сут; Рпл – отрезок, отсекаемый ИЛ на оси давления, МПа.

3. 2. 2. Анализ индикаторных линий в координатах «дебит - депрессия» • Обработка индикаторных линий в этих координатах предполагает, что пластовое давление известно и рекомендуется как для прямолинейной, так и криволинейной формы ИЛ. В случае прямой ИЛ установившаяся фильтрация жидкости в пласте описывается зависимостью: • где – депрессия на режиме исследования, МПа; • – постоянная уравнения, величина, обратная коэффициенту продуктивности. • Qi– дебит скважины на режиме, м 3/сут;

• Основными причинами искривления ИЛ при движении однородной жидкости являются: • 1. Инерционные сопротивления и переход от ламинарного течения жидкости к турбулентному; • 2. Существенная зависимость свойств пласта и жидкости от изменения давления. • Для установления причин искривления ИЛ необходимо перестроить в координатах вида:

Скачать презентацию МИНИСТЕРСТВА ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное

Razrabotka.pptx

Количество слайдов: 116