ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1 Пластовые

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1

Пластовые флюиды ¡ Нефть ¡ Природные газы - Газ чисто газовых месторождений; - Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений - Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы) ¡ Газовый конденсат ¡ Газогидраты 2

Пластовая вода Воды нефтяных и газовых месторождений делятся на: - собственные (подошвенные, контурные, промежуточные); - чуждые; - техногенные. контурные (краевые) подошвенные промежуточные 3

Породы-коллектора Коллекторами нефти и газа называются горные породы, которые способны вмещать нефть, газ и отдавать их при перепаде давления порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой 4

Коллекторские свойства ¡ Пористость - Поры; - Каверны; -Трещины; Проницаемость ¡ Гранулометрический состав ¡ 5

Коллекторские свойства Нефтегазоводонасыщенность это отношение объема нефти, газа и воды, находящихся в пустотном пространстве, к объему пустотного пространства (пустот). Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. 6

ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ • Природные резервуары • Ловушки 7

Природный резервуар естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) v пластовый v линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон) v массивный 8

Пластовый и литологически ограниченный резервуары Пластовый резервуар 1 – коллектор (песок); 2 – плохо проницаемые породы (глины) литологически ограниченные со всех сторон 9

Массивный резервуар Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами 10

Ловушки нефти и газа ¡ Структурная (сводовая) 1 - внешний контур газоносности; 2 - внешний контур нефтеносности 11

Стратиграфическая ловушка Стратиграфическая 12

Тектоническая ловушка Тектоническая 13

Литологическая ловушка Литологическая 14

Залежь Под залежью нефти и газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой ü ПЛАСТОВАЯ ü МАССИВНАЯ ü ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ ü СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ 15 ü ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭРАНИРОВАННАЯ

Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов нефтяная газовая нефтегазовая газоконденсатнонефтяная нефтегазоконденсатная газонефтяная 16

Месторождение Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам месторождения однопластовые (Малосикторское, многопластовые Пермяковское, Кошильское) 17

Разрез Ай-Еганского месторождения ЮВ 1 18

Разрез Ван-Еганского месторождения 19

Разрез Ван-Еганского месторождения 20

Карта совмещенных контуров БВ 16 -17 БВ 18 -19 ед. изм. БВ 16 -17 БВ 18 -19 БВ 20 -21 Ср. глубина залегания, м м 2389 2411 2437 Ср. общая толщина, м м 14. 7 24. 5 36. 2 Ср. эфф. нефт. толщина, м м 4. 8 6. 0 5. 1 Ср. эфф. газ. толщина, м м 6. 5 7. 2 6. 7 Пористость, д. ед. 0. 212 0. 208 0. 21 Ср. нефтенасыщенность, д. ед. 0. 548 0. 504 0. 510 Ср. газонасыщенность, д. ед. 0. 667 0. 584 0. 540 Рпл начальное, атм. 247 249 251 Показатели БВ 20 -21

СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 22

Запасы нефти и газа Геологические запасы количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин Извлекаемые запасы часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки с использованием доступных технологий Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В 1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В 2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C 1 (разведанные) С 2(оцененные). КИН - коэффициент извлечения нефти 23

Запасы нефти и газа По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются: • уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа; • крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа; • средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа; • мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа. 24

Индексы пластов 2 АВ 1 ПК 1 -2 БВ 8 номер пропластка номер пласта объединение пластов объединение пропластков 25

Объект разработки О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин Геолого-физические свойства Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн Толщина пласта, м Проницаемость, 10 -3 мкм 2 Вязкость нефти, 10 -2 Па с Пласт 1 10 100 50 3 200 2 50 5 150 60 70 15 500 3 26

Стадии процесса разработки Тд qв I стадия qн 0, 1 II стадия qж III стадия 0, 3 Основной период разработки 0, 5 IV стадия 0, 7 kизвл. н 27

Режимы разработки нефтяных месторождений Виды режимов: l l l водонапорный (естественный и искусственный), упругонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный смешанный. 28

Водонапорный режим Рпл G I стадия Рнас В qн II стадия III стадия 0, 1 0, 3 0, 5 Основной период разработки qж IV стадия 0, 7 kизвл. н Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл – пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл. н-коэффициент извлечения нефти 29

Упругонапорный режим При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета породы. Рпл Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. В G I стадия qн II стадия Рнас IV стадия III стадия 0, 1 0, 2 0, 3 0, 4 Основной период разработки qж 0, 5 0, 7 kизвл. н Динамика основных показателей разработки давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; kизвл. -коэффициент извлечения нефти 30

Режим газовой шапки Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Рнас = Рпл. нач G Изменение объема залежи в процессе разработки 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач- начальное, ГНКтек- текущее, ГНКк- конечное; II стадия 0, 1 0, 2 0, 3 Основной период разработки 0, 4 IV стадия 2 III стадия 1 I стадия ГНКнач. ГНКтек. ГНКк ВНК Рпл. тек qн kизвл. н Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл – пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл. н-коэффициент извлечения нефти 31

Режим растворенного газа Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси G Рнас Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл. нкоэффициент извлечения нефти Рнл II стадия qн 0, 1 III стадия 0, 2 Основной период разработки IV стадия 0, 3 0, 4 kизвл. н 32

Гравитационный режим ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. 1 2 3 ВНКнач 33

Классификация систем разработки Системы разработки без поддержания пластового давления (без ППД) с поддержанием пластового давления (с ППД) закачка воды закачка газа 34

Классификация систем разработки С поддержанием пластового давления (с ППД) Приконтурное Законтурное заводнение Внутриконтурное заводнение Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и 35 избирательное заводнение.

Системы разработки с воздействием на пласты Системы с законтурным воздействием (заводнением) Расположение скважин при законтурном заводнении: 1 — нагнетательные скважины; 2 — добывающие скважины; 3 — нефтяной пласт; 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности 36

Системы разработки с воздействием на пласты Системы с приконтурным воздействием (заводнением) 1 2 Рекомендуется для залежей (эксплуатационных объектов) небольшой ширины (4 -5 км), с однородным строением, высокими фильтрационными характеристиками пласта, когда отсутствует гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи за счет образования различных экранов. 4 3 1 — нагнетательные скважины; 2 — добывающие скважины; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 — внутренний контур нефтеносности 37

Системы разработки с воздействием на пласты Системы с внутриконтурным воздействием - Осевое (продольное) заводнение - Центральное заводнение - Системы разработки с разрезанием залежей на блоки - Системы разработки с площадным заводнением - Системы разработки с барьерным заводнением - Системы с избирательным заводнением - Системы с очаговым заводнением 38

Системы разработки с воздействием на пласты Осевое (продольное) заводнение Рекомендуется для залежей (эксплуатационных объектов) шириной более 4 -5 км, фильтрационные характеристики пласта обычно гораздо ниже, чем при законтурном заводнении, вязкость пластовой нефти может колебаться в значительном диапазоне, в пределах залежей могут наблюдаться случаи, когда коллекторские свойства закономерно ухудшаются от сводовых участков к периферийным частям. 39

Системы разработки с воздействием на пласты Центральное заводнение Рекомендуется для эксплуатационных объектов, характеризующихся закономерным ухудшением физиколитологических и фильтрационных характеристик от сводовой к периферийным частям залежей. Размеры залежей обычно небольшие от 1 до 3 км, форма их изометричная. 40

Системы разработки с воздействием на пласты Системы разработки с разрезанием залежей на блоки Кошильское месторождение (северная часть) 41

Системы разработки с воздействием на пласты Хохряковское месторождение (пласт ЮВ 1) Пермяковское месторождение (пласт ЮВ 1) 42

Системы разработки с площадным заводнением - ячеистая (с выделенными элементами) 43

Системы разработки с воздействием на пласты Система с барьерным заводнением, применяется при разработке нефтегазовых залежей для предотвращения прорыва газа из газовой части пласта (газовой шапки) Очаговое и избирательное заводнения применяются для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы. Смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используются при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами. 44

45

Технология и показатели разработки Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины. Добыча нефти — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект, в единицу времени, и среднесуточная добыча , приходящаяся на одну скважину. Добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Добыча газа. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. 46

Технология и показатели разработки Текущая нефтеотдача Обводненность продукции отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Конечная нефтеотдача Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в. 47

Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды Коэффициент текущей компенсации Коэффициент накопленной компенсации Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м 3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления; Qн - объемная добыча нефти; bн - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления. Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; bв' - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды; Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k 48 коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водов и по другим технологическим причинам.

Категории скважин По назначению - скважины подразделяются: -поисковые бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа - разведочные бурящиеся для сбора исходных данных для составления проекта разработки залежи (месторождения) - эксплуатационные 49

Категории скважин Эксплуатационные скважины — основной фонд добывающих и нагнетательных скважин; — резервный фонд скважин; — контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины; — оценочные скважины; — специальные (водозаборные, поглощающие и др. ) скважины; — скважины-дублеры. 50

51