Нефтегазопромысловая геология раздел геологии который занимается детальным

Нефтегазопромысловая геология – раздел геологии, который занимается детальным изучением месторождений (залежей) нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки Цель нефтегазопромысловой геологии – геологическое обоснование наиболее эффективных способов разработки месторождения, обеспечивающих рациональное использование и охрану недр и окружающей среды. 1

Задачи нефтегазопромысловой геологии - Получение информации об объекте; - Поиск закономерностей, объединяющий разрозненную информацию о строении залежи; - Выработка правил проведения исследований; - Выбор методов обработки, обобщения и анализа результатов исследований; - Оценка эффективности методов в различных геологических условиях. 2

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ • Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды; • Исследования скважин геофизическими методами (ГИС); • Гидродинамические методы исследования скважин; • Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин; 3

ИЗУЧЕНИЕ СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ Что такое коллектор? Какими свойствами характеризуются породы-коллекторы. Коллекторами нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке. Коллекторы характеризуются фильтрационно-емскостными свойствами (ФЕС): коэффициентом пористости (Кп) и коэффициентом проницаемости (Кпр). 4

Количественные характеристики пород-коллекторов: • пористость, • проницаемость, • начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; • полная, эффективная нефте(газо) насыщенная толщина, • толщина разделов между пластами; • физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. 5

Пористость и строение порового пространства Пористостью (m) называют отношение объема (V) пустот или пор к объему породы, выраженное в процентах. Для характеристики породы пользуются понятиями: пористость и коэффициент пористости. Структура порового пространства свободное расположение пор тесное расположение пор 6

Типы пор Название диаметр движение жидкости Сверхкапиллярные >0. 5 мм подчиняется законам гидростатики происходит под воздействие силы тяжести Капиллярные 0. 5 -0. 0002 мм не подчиняется законам гидростатики. Для перемещения жидкости требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести. Субкапиллярные <0, 0002 мм жидкость практически перемещается не 7

Проницаемость коллекторов Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления Для количественной оценки проницаемости используют коэффициент проницаемости (Кпр). Единица измерения Кпр – 1 милидарси (м. Д) или 1 мк м 2. Физический смысл размерности Кпр залючается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация. 8

Промыслово-геологическая классификация коллекторов нефти и газа (по И. И. Максимову) Коллектор Литологический состав Тип коллектора Порода Поровый Пористая Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки) Каверновый Кавернозная Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты) Трещинный Трещиноватая Трещинно-поровый Трещиновато- пористая Трещиннокаверновый Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы) Гранулярные коллекторы, сцементированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы) Трещиновато- кавернозная Карбонатные породы Трещинно-поровокаверновый Трещиновато- пористокавернозная То же Каверново-поровый Кавернозно-пористая То же 9

Свойства пластовых флюидов Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (Сn. Н 2 n+2), нафтенового (Cn. H 2 n) и в меньшем количестве ароматического (Cn. H 2 n-6) рядов. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН 4 до С 4 Н 10 — газы; от С 5 Н 12 до С 16 Н 34 — жидкости и от С 17 Н 34 до С 35 Н 72 и выше — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами. 10

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по углеводородному составу Метановые Нафтеновые Ароматические 11

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) по содержанию серы Малосернистая (не выше 0, 5 %) Сернистая (0, 51 - 2, 0 %) Высокосернистая (выше 2, 0 %) 12

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) по содержанию смол Малосмолистые (меньше 5 %) Смолистые (5 - 15 %) Высокосмолистые (выше 15 %) 13

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) по содержанию парафинов Малопарафинистые (до 1, 5 %) Парафинистые (1, 5 - 6, 0 %) Высокопарафинистые (выше 6, 00 %) Содержание парафина в нефти иногда достигает 13 - 14 % и больше. 14

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕЙ В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, вязкость, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность. 15

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ • Под плотностью пластовой нефти ( н) понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1, 2 -1, 8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. • Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0, 3 -0, 4 г/см 3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1, 0 г/см 3 По плотности пластовые нефти делятся на: • легкие с плотностью менее 0, 850 г/см 3; • тяжелые с плотностью более 0, 850 г/. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким. 16

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ Вязкость пластовой нефти – это свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях. Вязкость нефти измеряется в м. Па·с (миллипаскаль в секунду). Она уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов; возрастает – с увеличением давления, повышением молекулярной массы нефти, с увеличением количества растворенного азота. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. - По величине вязкости различают нефти: с незначительной вязкостью ( 1 м. Па с Н μ ≤ ⋅ ); маловязкие (1< μ ≤ 5 м. Па⋅с ); с повышенной вязкостью (5 < μ ≤ 25 м. Па ⋅ с ); высоковязкие (μ > 25 м. Па ⋅ с). 17

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) • Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа растворенного в 1 м 3 объема пластовой нефти: G=Vг/Vпл. н. (м 3/м 3 ) Газосодержание выражают в м 3/м 3 и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300 -500 м 3/м 3 и более. Для большинства залежей нефти газосодержание равно 30 -100 м 3/м 3. Промысловым газовым фактором называется объемное количество газа (м 3), полученное при сепарации нефти, приходящееся на 1 тонну дегазированной нефти. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени, средний – за период с начала разработки до любой произвольной даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. • Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от их состава и пластовой температуры. 18

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ Объемный коэффициент пластовой нефти – это отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20°С) нефти. Он показывает, какой объем имел бы 1 м 3 дегазированной нефти в пластовых условиях bн= Vпл. н/Vдег = н/ пл. н где Vпл. н – объем нефти в пластовых условиях; Vдег – объем такого же количества нефти после дегазации при стандартных условиях; ρпл. н – плотность нефти в пластовых условиях; ρн – плотность нефти в стандартных условиях. 19

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. • Пересчетный коэффициент =1/b=Vдег/Vп. н. = п. н. / н 20

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ГОРЮЧИЙ ГАЗ ( ГАЗ) Природные углеводородные газы представляют собой смесь легких УВ. Основным компонентом является метан СН 4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО 2, сероводород H 2 S, гелий Не, аргон Аr. В природных условиях газ находится в виде отдельных скоплений либо в растворенном виде в нефти или воде. 21

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) По товарным качествам нефтяные газы условно подразделяются на сухие, полужирные и жирные В сухих газах содержание бензина на 1 м 3 газа до 75 г. в их составе 90% метана, 3 -6% более тяжелых УВ, 15 -30% углекислого газа. Плотность их по воздуху 0, 75 В полужирных газах на 1 м 3 газа приходится 75 -150 г. бензина; в них содержится метана около 73%, 22% высших УВ, около 5% углекислого газа; плотность по воздуху 0, 9 -1. Жирные газы с содержанием бензина свыше 150 г. на 1 м 3 газа состоит из 3255% метана, 28 -68% высших УВ; плотность по воздуху 1, 15 -1, 4. 22

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) Природные газы подразделяют на следующие группы: • Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ. • Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С 5+высш. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина. • 23

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критическое давление и температура, диффузия, растворимость и др. • Плотность газа (ρг) – масса 1 м 3 газа при температуре 00 С и давлении 0, 1 МПа. (кг/м 3); ρг = М/Vм где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях, М – молекулярная масса компонента. На практике пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху), под которой понимают отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Плотность нефтяных газов колеблется от 0, 554 для метана до 3, 459 для гептана и выше. 24

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Критической называется температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. • Для метана критическая температура – 82, 10 С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 00 С. Поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан, бутан и др. ) в условиях земной коры могут находится в жидком состоянии при давлении выше критического, т. е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние. 25

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Объемный коэффициент пластового газа bг - отношение объема газа в пластовых условиях Vпл. г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях: bг = Vпл. г/Vст = Z(Pcт Тпл/(Рпл Тст), (уравнение Клайперона – Менделеева) где Рпл, Тпл, Pcт, Тст - давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях. Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях. • Диффузия – явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. 26

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА • Коэффициент растворимости – количество газа, растворенного в жидкости при давлении 1 кг/см 2. Жирные газы лучше растворяются в нефти, чем сухие. Коэффициент растворимости меняется в зависимости от изменения давления. Для сухих газов зависимость между давлением и количеством растворенного газа выражается прямой линией (линейная зависимость). В легких нефтях углеводородные газы растворяются лучше, чем в тяжелых. Коэффициент растворимости газа в нефти колеблется в пределах 0, 25 -2, 0; он меняется в зависимости от состава газа, состава нефти и температуры. С повышением температуры способность газов растворяться в жидкости снижается. 27

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Растворимость УВ газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Выделение растворенного в нефти газа происходит в обратном порядке, с понижением давления. Сначала выделяются сухие (труднорастворимые) газы, затем тяжелые (легкорастворимые). • Давление при котором начинает выделяться газ называется давлением насыщения • Газовый фактор – количество газа, добываемого на 1 тонну нефти (м 3/т) 28

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. КОНДЕНСАТ Природная смесь легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. 29

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т. е. из пентанов и высших (C 5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H 2 S и других газов. Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (C 6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40 -200°С. Молекулярная масса 90 -160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0, 6 до 0, 82 г/см 3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава. 30

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см 3/м 3), средним (150 -300 см 3/м 3), высоким (300 -600 см 3/м 3) и очень высоким (более 600 см 3/м 3). • Давление начала конденсации - давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газов в виде жидкости. • Газоконденсатный фактор - количество газа (м 3), из которого добывается 1 м 3 конденсата. Значение г. к. фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25000 м 3/м 3 • Плотность. В стандартных условиях изменяется от 0, 6 до 0, 82 г/см 3 и находится в прямой зависимости от углеводородного состава. 31

Изучение положения водонефтяных контактов с подошвенной водой В породах-коллекторах газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравитационных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий минимальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ниже вода. Значения абсолютных отметок контакта в каждой скважине наносят на план расположения скважин и путем линейной интерполяции определяют положение изогипс поверхности контакта. Линии пересечения ВНК (водонефтяной контакт), ГВК (газоводяной контакт) или ГНК (газонефтяной контакт) с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры залежи. Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур - линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний - с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур является границей залежи. Между внешним и внутренним контурами располагается приконтурная (водонефтяная, водогазовая, газонефтяная) часть 32

Расчленение территории по разрезу осадочного чехла: - Пласт; - Резервуар; - Нефтегазоносный комплекс и - Нефтегазоносная формация. Нефтегазогеологическое районирование – это выделение в пределах территории отдельных участков по степени сходства тектонического строения и состава слагающих пород. 33

Элементам нефтегазогеологического районирования : 1. Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга. 2. Зоны нефтегазонакопления - ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа. 3. Нефтегазоносный район - ассоциация зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и литологофациальными условиями нефтегазонакопления. 4. Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента. 5. Нефтегазоносная провинция - ассоциация смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы. Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, называют 34 нефтегазоперспективными.

Нефтегазоносный пласт - это толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами. Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов. Нефтегазоносный комплекс - это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу. Нефтегазоносная формация представляет собой ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу. Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами. 35

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ МЕСТОРОЖДЕНИЕ представляет собой совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади. Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие. Запасы Месторождения Уникальные Крупные Средние Мелкие Извлекаемые нефти, млн. т Геологические газа, млрд. м 3 Свыше 300 30— 300 10— 30 До 10 Свыше 500 30— 500 10— 30 До 10 36

По строению, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов выделяются месторождения: простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами (продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу); сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами, наличием тектонических нарушений; очень сложного строения, для которых характерны как литологические замещения или тектонические нарушения, так и невыдержанность толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. 37

Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов нефтяная газовая нефтегазовая газоконденсатнонефтяная газонефтяная нефтегазоконденсатная 38

Геологоразведочные работы на нефть и газ подразделяются на три этапа - региональный, поисковый и разведочный. На каждом из них выделяется по две стадии. В пределах одной территории возможно совмещение во времени различных этапов и стадий. 39

40

Изучение нефтегазоносных объектов направлено в первую очередь на их локализацию и выявление залежей нефти и газа в горизонтах и пластах в подготовленных к поисковому бурению ловушках. До того момента, пока первая скважина не вскрыла пласт или горизонт, можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем залежи на основе аналогии с соседними залежами той же зоны. Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комплекса промысловогеофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресурсы. Масса нефти, конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенных к стандартным условиям, называется ЗАПАСАМИ. 41

Подсчетом запасов УВ завершается цикл геологоразведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку. 42

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА Запасы нефти и газа - важнейший показатель значимости залежи, месторождения, района и т. п. Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата. Начальные запасы УВ - это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие запасы - это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей. 43

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА При подсчете запасов УВ выделяют категории: А, В, С Категории определяются согласно Инструкцией по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. 44

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА Запасы нефти, газа, конденсата, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на - разведанные (промышленные) - категории А, В, C 1 - 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 - прогнозные - категории Д 1 и Д 2. 45

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие подсчету и учету: Балансовые (геологические) - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно; Забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые. В балансовых (геологических) запасах нефти, имеющих промышленное значение, подсчитываются извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы - часть балансовых (геологических) запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. 46

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата. Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0, 8. Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность - Qизвл. к начальным геологическим запасам нефти залежи Qгеол. КИН = Qизвл/ Qгеол. 47

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН: • статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами; • покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки; • основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти. 48

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов. Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом: - категория А - красным; - категория В - синим; - категория. С 1 - зеленым; - категория С 2 – желтым. 49

50

51

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. В зависимости от количества, толщины, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). 52

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл. Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. При контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления. 53

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ Приведенное пластовое давление - это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Приведенное давление Рпл. пр. вычисляют по формуле: Рпл. пр = Рпл. з gh где Рпл. з - замеренное в скважине пластовое давление; h- расстояние между точкой замера и условной плоскостью; - плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой - сделан замер), g – ускорение свободного падения Поправку gh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. 54

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ Схема приведения пластового давления по глубине: 1 – газ, 2 – нефть, 3 – вода, 4 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи, 5 – точка замера давления в скважине, h – расстояние от точки замерадо условной плоскости 55

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ КАРТЫ ИЗОБАР Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины. Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате. 56

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ КАРТЫ ИЗОБАР Карта изобар служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). Карта изобар 1 - внешний контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 - законтурные (пъезометрические); 4 - изобары, атм; 5 - элемент залежи между соседними изобарами 57

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. В зависимости от количества, толщины, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). 58

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений: 1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении; 2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии; 3) при необходимости - о методе воздействия; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади; 4) о плотности сетки скважин; 5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте; 6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов. 59

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной сеткой добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов (объектов разработки) отдельно. Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов или несколько залежей различных продуктивных пластов называется многопластовым эксплуатационным объектом. Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки. 60

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ Выделение эксплуатационных решают в два этапа. объектов разработки На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки. На втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов. При выделении эксплуатационных объектов следует учитывать факторы: • геолого-промысловые; гидродинамические; технологические; экономические 61

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы; напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный. 62

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Движущей силой, которая заставляет флюид из горной породы перемещаться в ствол скважины является перепад давлений. Жидкости перемещаются из областей с высоким давлением в области с более низким давлением. 63

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В случае газонапорного режима скважину бурят внутрь слоя нефти. По мере уменьшения нефти – газ расширяется и заставляет нефть двигаться в сторону ствола скважины. 64

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА С РЕЖИМОМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА Нефть вытесняется при выделении газа из нефти в результате снижения давление в пласте при эксплуатации (добычи). 65

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА СМЕШАННЫЕ ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ В природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными. В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки. Упруговодогазонапорный режим газовых залежей - по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления. В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5 -10% извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа. 66

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ Системы разработки ЭО подразделяются на разрабатываемые: - без поддержания пластового давления; - с поддержанием пластового давления. 67

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ Системы разработки с поддержанием пластового давления 68

Законтурное заводнение Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением Контуры нефтеносности: 1 -внешний, 2 - внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 - добывающие 69

Приконтурное заводнение Контуры нефтеносности: 1 -внешний, 2 - внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 - добывающие 70

Внутриконтурное заводнение Сводовое заводнение Контуры нефтеносности: 1 -внешний, 2 - внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 - добывающие 71

Внутриконтурное заводнение Площадное заводнение Контуры нефтеносности: 1 -внешний, 2 - внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 - добывающие 72

Внутриконтурное заводнение Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением (разрезание залежей) Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением Контуры нефтеносности: 1 -внешний, 2 - внутренний; Скважины: 3 – нагнетательные, 4 - добывающие 73

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ Избирательное заводнение—разновидность внутриконтурного заводнения. Применяют при резкой зональной неоднородности пластов, при наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, а также при нарушении объекта серией нарушений. Очаговое заводнение Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т. е. расположенные на заводненных (выработанных) участках объекта разработки. Головное заводнение разновидность близка к сводовому заводнению. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях. Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, 74 вблизи внутреннего контура газоносности.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ При системах с площадным заводнением нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности (при определенном расстоянии), установленной проектным документом на разработку. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т. е. разной величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Системы: - Линейная - Пятиточечная - Семиточечная - Девятиточечная - Четырехточечная. 75

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ Системы разработки с площадным заводнением. Формы сеток скважин: а- пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная, г - ячеистая 76

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. 77

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ Дебит скважины – объем продукции, добываемой из скважины за единицу времени (м 3/сут, т/сут). Дебит скважины по жидкости (т/сут) (безводной - по нефти, обводненной - по нефти и воде) измеряется с помощью автоматизированных групповых установок. Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т. е. содержание воды в процентах во всей жидкости. 78

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ КОНТРОЛЬ ЗА ДЕБИТАМИ И ПРИЕМИСТОСТЬЮ СКВАЖИН, ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ. Промысловый газовый фактор (м 3/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти. Приемистость водонагнетательной скважины (м 3/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально. 79

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: - добыча нефти за год (т. и в % начальных извлекаемых запасов); - добыча нефти с начала разработки (т. и в % нач. извл. запасов); - текущий коэффициент извлечения нефти; - добыча воды за год и с начала разработки ( т); - среднегодовая обводненность продукции (%); - добыча жидкости за год и с начала разработки ( м 3) в переводе на пластовые условия; - закачка воды за год (м 3 и в % годового отбора жидкости в пл. условиях); - закачка воды с начала разработки (м 3 и в % накопленной с начала разработки жидкости в пл. условиях); 80

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ График разработки составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки График разработки нефтяного эксплуатационного объекта Qн- добыча нефти; Qж – добыча жидкости; В – обводненность продукции; Vв – объем закачки воды; Рпл –пластовое давление; Nн, Nн - фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, III, IV – стадии разработки 81