Режимы залежей. Технологии и основные показатели разработки. Источники пластовой энергии
Силы, действующие в продуктивном пласте Нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая, в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается: напором краевых (контурных) вод; напором газовой шапки, энергией растворенного газа; энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода; силой тяжести, действующей на жидкость. Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находя щийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта. Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть нахо дится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состоя ния не будет успевать за отбором нефти. Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения. Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных час тейпласта в пониженные, где расположены забои скважин.
Режимы работы пластов Режимом нефтегазоносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих от физикогеологических природных условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации. О режиме пласта судят по характеру изменения во времени его дебита и пластового давления, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т. п. Режим пласта – сложный комплекс проявлений его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации.
Режимы работы нефтяных залежей В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководоиапорный; упруго-водонапорный; газонапорный; растворенного газа; гравитационный.
Жестководонапорный режим При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается. Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода. На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин. При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0, 5. . 0, 8. При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится.
Нефтедобывающая скважина нефть зона вода Поперечное сечение
Упруговодонапорный режим При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин. Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0, 8.
Нефтедобывающая скважина Нефть Зона Вода Поперечное сечение
Газонапорный режим При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней. В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т. к. в противном случае расходование энергии расширения газа газо вой шапки будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0, 4. . . 0, 6.
Тип пласта · Фаза свободного газа существует в качестве газовой шапки над нефтяной зоной · При режиме чистой газовой шапки не существует водоносного горизонта Главные источники пластовой энергии · Расширение газовой шапки · Высвобождение и расширение растворенного газа в нефтяной зоне Характеристики поведения пласта · При понижении давления газовая шапка расширяется вниз и уменьшает газо-нефтяной контакт. · Расширяющаяся газовая шапка поддерживает начальное давление на более высоком уровне, чем в пласте без первичной газовой шапки (режим растворенного газа нефтяных пластов). · Более высокое пластовое давление задерживает растворенный газ дольше; вязкость нефти с большим количеством растворенного газа невелика, и эта нефть легче продвигается в добывающих скважинах. · Расширяющаяся газовая шапка вытесняет нефть в нижних участках пласта, занимая ее место. · Газосодержание в скважинах с доминирующим режимом газовой шапки резко подскакивает.
. Нефтедобывающие скважины Нефтяной участок Газовая шапка Поперечное сечение
Дебит нефти MSTB/D 1300 1200 1100 1000 900 Пластовое давление Газосодержание 2 1 Нефть 0 Данные добычи Время, в годах 800 600 400 200 0 Газосодержание, scf/STB . Давление, psia
Режим растворенного газа При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0, 15. . 0, 3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.
Тип пласта · В начальных условиях существует только фаза нефти. · Чистый режим растворенного газа изначально не имеет газовой шапки или водоносного горизонта. Главные источники пластовой энергии • • Выделение и расширение раствореннного газа Расширение породы-коллектора, поровой воды и нефти наблюдаются всегда, но являются второстепенными источниками энергии нефтяного пласта (для всех механизмов режима нефтяного пласта). Характеристики поведения пласта · Расширение породы-коллектора и жидкостей является главным источником пластовой энергии для нефтяных залежей, чье давление выше точки насыщения (pb). · Выше давления насыщения не существует свободного газа (газовой шапки). · Падение давления ниже точки насыщения для нефти приводит к высвобождению и расширению газа. Режим растворенного газа встречается в нефтяных пластах при давлении ниже точки насыщения (p<pb). · Высвободившийся растворенный газ может выделиться из нефтяной фазы под действием сил гравитации и образовать вторичную газовую шапку. Образование вторичной газовой шапки происходит при гравитационном разделении газа и нефти.
Нефтяные скважины Нефть A. Исходное состояние я Нефтяные скважины с ий вш ди й бо ы во енн c Вы вор аз т г ас р B. 50% исчерпано Поперечный разрез
Образование вторичной газовой шапки й о Ствол скважины ш Вы ы енн р в ели д в аст р йся газ и Вторичная газовая шапка та вв я ас етс ю пл ж ви ани д Газ осст в по ерх
. дебит нефти, бар/день 800 . 400 Газосодержание 300 400 200 0 давление, psia 600 100 Пластовое давление 200 дебит нефти 100 0 0 Данные добычи 300 время, в годах газосодержание, SCF/STB Типичные характеристики добычи
Пластовое давление, psig Начальное пластовое давление Давление насыщения 0 5 10 нефтедобыча, % от начальных балансовых запасов Поведение пластового давления 15
Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.
. 100 Естественный режим Пластовое давление процент начального уровня 80 60 Режим газовой шапки 40 20 Режим растворенного газа 0 0 20 40 60 80 100 Накопленная нефтедобыча, процент начальных балансовых запасов Поведение пластового давления
. 5 Режим растворен ного газа Газосодержание, MSCF/STB 4 Режим газовой шапки 3 2 Естественный режим 1 0 0 20 40 60 Поведение газосодеражания 80 100
. Комбинированный режим в нефтеносных пластах Газовая шапка Нефтяной участок Вода Поперечное сечение
Режимы разработки газовых месторождений Выделяют режим расширяющегося газа (газовый) и смешанный (газовый совместно с водонапорным, если окружающие залежь пластовые воды активно продвигаются в пласт по мере снижения давления). При режиме расширяющегося газа пластовые воды практически не вторгаются в пределы продуктивной части пласта и объем газовой части залежи можно считать постоянным. Отбор газа сопровождается постоянным снижением пластового давления. В условиях проявления водонапорного режима коэффициент газоотдачи обычно понижается. При проявлении естественного водонапорного режима практически невозможен долгосрочный прогноз показателей разработки. Коэффициент конечной газоотдачи при газовом режиме достигает 0, 9, при водонапорном – 0, 5 0, 85
Упражнение Поведение газосодержания газосоде ржание Пласт 1 Давление Поведение давления Время газосоде ржание Пласт 2 Давление Время Давление Пласт 3 газосоде ржание Время
Свойства, благоприятствующие нефтедобыче · Режим растворенного газа нефтяных пластов Низкая плотность нефти: нефть с меньшей плотностью (более высокий показатель o. API плотности) более высокий уровень добычи Низкая вязкость нефти (mo): (нефть с меньшей вязкостью) более высокий уровень добычи Высокая точка давления насыщения нефти (pb) более высокий уровень добычи Нефть с более высоким показателем pb обычно отличается: a) более высоким содержанием растворенного газа в нефти (Rs) b) более высоким объемным коэффициентом нефти (Bo).
· Режим газовой шапки нефтяного пласта Большая доля объема газовой шапки по отношению к объему нефтяной зоны (но не настолько большая, чтобы мощность нефтяного столба уменьшилась) Чем больше газовая шапка, тем выше добыча нефти (когда нефтяной столб достаточно мощный) - Большой угол наклона пласта Чем больше угол наклона пласта, тем сильнее гравитационный режим, и тем соответсвенно выше нефтедобыча - Мощный нефтяной столб Маломощный нефтяной столб ранний прорыв газа более низкий уровень добычи -
· Естественный режим пласта - Большой водоносный горизонт Чем больше водоносный горизонт, тем лучше происходит поддержание давления, и тем соответсвенно выше уровень добычи - Низкая вязкость нефти Когда вязкость нефти велика, вода просачивается в пласт и окружает нефть, что приводит к более низкому уровню добычи Высокая относительная нефтепроницаемость и низкая относительная водопроницаемость - Низкая степень неоднородности пласта и стратификации - Чем более неоднороден пласт (вариации качества пласта, вариации проницаемости), тем ниже уровень добычи Чем больше стратификация (расслоение) пласта, тем выше содержание воды в нефти, и тем соответсвенно ниже уровень добычи
Комбинированный режим нефтяного пласта При комбинированном режиме характеристики добычи совпадают с характеристиками доминирующего вида режима. Гравитационный режим нефтяного пласта Большой угол наклона пласта (как и в случае с режимом газовой шапки нефтяного пласта) Благоприятное распределение проницаемости Высокая проницаемость по углу наклона более высокий уровень добычи Высокая вертикальная проницаемость более высокий уровень добычи - Большая разница в плотности разделившихся флюидов (например, нефти и газа, воды и нефти) - Большая площадь разделения Чем больше площадь разделения жидкостей, тем выше уровень добычи - Низкая вязкость нефти - Низкий темп отбора
Показатели, характеризующие процесс разработки
Показатели разработки Добыча нефти qн – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени. Среднесуточная добыча qнс- добыча, приходящаяся на одну скважину в сутки. Добыча жидкости qж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Добыча газа qг – суммарная добыча газа по всем скважинам. Средний газовый фактор – определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти. Темп разработки z – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в %. Обводненность продукции В – отношение дебита воды к суммарному дебиту воды и нефти. Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам, выражается в %/год. Пластовое давление. Пластовая температура. Фонд скважин – общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки.
Периоды и стадии разработки нефтяного месторождения Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: начальную, когда его разбуривают и обустраивают (в среднем – 5 лет); среднюю или основную, соответствующую выходу разработки месторождения на запроектированные показатели (в среднем – 5 лет); стадию резко падающей добычи нефти, когда при постоянной или несколько растущей добычи жидкости быстро уменьшается добыча нефти и растет обводненность продукции скважин (при заводнении) (в среднем – 10 лет); завершающую стадию, в течение которой наблюдается сравнительно медленное, но стабильное падение добычи нефти и рост обводненности продукции (в среднем 10 15 лет). Основной период разработки месторождения включает в себя I, II и III стадии. Завершающий период – IV стадия.
Периоды и стадии разработки нефтяного объекта
Водонапорный режим КИН = 0. 6 …. 0. 8
Упруго водонапорный режим КИН = 0. 5 …. 0. 7
Режим газовой шапки КИН = 0. 4 …. 0. 5
Режим растворённого газа Гравитационный режим (КИН=0. 1… 0. 2) КИН = 0. 2 …. 0. 4
Проектирование разработки нефтяных месторождений
Проект разработки месторождения это комплексный документ, являющийся программой действий по выработке запасов нефти из месторождения. Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды. Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффективную нефтенасыщеиную толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи. После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения.
При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др. В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах. Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата. Размещаются скважины на площади залежи равномерно либо неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех , четырех , пяти и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномер ным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования. Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т. д.
Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысло вых сооружений, наличия буровых установок и т. д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т. е. бурят новые скважины между уже существующими. Во втором первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участка. Разработка нефтяного или газового месторождения это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.
Скачать презентацию Режимы залежей Технологии и основные показатели разработки Источники
Режимы залежей.ppt