Содержание курса ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ I РАЗРАБОТКА

Зарегистрируйтесь, чтобы просмотреть полный документ!

Содержание курса: «ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ» I. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: 1. Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Рациональная система разработки. 2. Стадии разработки нефтяных месторождений. 3. Основные технологические показатели разработки и их динамика во времени 4. Системы разработки многопластовых месторождений. 5. Объект разработки. 6. Системы разработки нефтяных месторождений по способу регулирования баланса и использования пластовой энергии. 7. Системы разработки нефтяных месторождений по темпам бурения, последовательность бурения скважин. 8. Системы разработки нефтяных по порядку ввода эксплуатационного объекта и плотности сетки скважин и размещению их по площади. 9. Системы заводнения нефтяных месторождений 10. Факторы, определяющие необходимость резервного фонда скважин. Размещение резервного фонда скважин 11. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. Исходные геологические и геофизические данные, используемые при проектировании и анализе разработки, методы их определения. Основные разделы геологической части проекта разработки нефтяного и газового месторождения. 12. Виды неоднородности геолого-физических свойств продуктивных пород. Учет и отображение неоднородности. 13. Схематизация условий разработки (расчетный режим работы пласта, основные параметры пласта и пластовых флюидов по площади и объему, форма залежи) 14. Схематизация условий разработки (приведенное давление, внутренний и внешний контур нефтеносности, контур питания, размещение скважин на залежи) 15. Жестководонапорный режим. Основные предположения и допущения при расчете показателей разработки при ЖВНР 16. Приближенные модели вытеснения нефти водой. Модель поршневого вытеснения. Модель непоршневого вытеснения 17. Расчетные методики определения показателей разработки. Преимущества и недостатки. Область применения 18. Контроль за разработкой нефтяных месторождений 19. Анализ разработки нефтяных месторождений 20. Регулирование разработки нефтяных месторождений

II. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (Регулирование разработки нефтяных месторождений): 1. Отличия методов интенсификации добычи нефти от методов увеличения нефтеотдачи 2. Параметры, характеризующие МУН 3. Факторы влияющие на нефтеотдачу пластов 4. Области эффективного применения МУН 5. Классификация МУН 6. Критерии применимости заводнения нефтяных залежей 7. Циклическое заводнение 8. Форсированный отбор жидкости 9. Методы определения эффективности применения МУН. Характеристики вытеснения, используемые для расчета технологического эффекта от МУН 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении и их эффективность

ПРЕДМЕТ И СОДЕРЖАНИЕ КУРСА. СВЯЗЬ РНМ С ДРУГИМИ ДИСЦИПЛИНАМИ Разработка нефтяных месторождений – это осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезным ископаемых Разработка нефтяных месторождений включает в себя следующие мероприятия, связанные с извлечением нефти из недр на поверхность: 1. Разбуривание месторождения 2. Управление движением нефти, газа и воды к скважинам путем надлежащего размещения их, установления режима работы и регулирования баланса пластовой энергии 3. Подъем пластовых флюидов с забоя на поверхность (Иногда под РНМ понимают только второй этап) Наука о РНМ относится к горным наукам и существует как комплекс входящих в нее дисциплин: 1. Региональная геология и гидрогеология 2. Нефтепромысловая геология 3. Геофизика 4. Физика пласта 5. Подземная гидромеханика 6. Технология и техника добычи нефти 7. Сбор, транспорт, хранение и подготовка продукции 8. Отраслевая экономика и т. д.

В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используют многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидродинамики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования. Вместе с тем разработка нефтяных месторождений — это не конгломерат геологии, подземной гидромеханики, технологии добычи нефти и экономики, а самостоятельная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с учением о системах и технологиях разработки месторождений, планированием и реализацией основного принципа разработки, проектированием и регулированием разработки месторождений.

ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ НАУКИ РНМ I ЭТАП (1864 – 1920 г. г. ): 1. 1864 г. – ударное бурение первой скважины (Кубань) 2. 1871 г. – механическое бурение (Баку) 3. 1897 г. – подсчет запасов (Коншин) 4. 1900 – 1920 г. г. – Д. И. Менделеев, А. М. Бутлеров, И. М. Губкин II ЭТАП (1920 – 1940 г. г. ): 1. В. Н. Щелкачев – учение об упругом режиме 2. И. А. Чарный – учение о гидродинамике 3. Л. С. Лейбензон – дифференциальные уравнения фильтрации газа, теория разработки газовых месторождений 4. Маскет – математические методы разработки 5. Ф. А. Требин, И. Н. Стрижнев, А. П. Крылов, Леверетт – режимы работы пласта III ЭТАП (1940 – 1950 г. г. ): 1. 1948 г. – А. П. Крылов, М. М. Глаговский, М. Ф. Мирчик, Н. М. Николаевский, И. А. Чарный – монография «Научные основы разработки нефтяных месторождений» 2. Теория разработки при смешанных режимах (ВНР и РРГ) 3. Гидродинамические исследования для изучения параметров пластов 4. Вероятно-статистические методы расчета показателей РНМ IV ЭТАП (1950 – 1992 г. г. ): 1. Модели трещиноватых и трещиновато-пористых пластов и теории их расчета 2. Методы анализа и разработки нефтяных месторождений 3. Численные методы расчетов показателей РНМ: - Баш. НИПИнефть (по проницаемости) - Тат. НИПИнефть (по продуктивности) - Гипровостокнефть (по адаптации исходных данных) - Сиб. НИИНП ( по прерывистости пласта) - ВНИИнефть - Укргипро. НИПИнефть (метод конечных разностей) - УНИ (геолого-промысловые адаптационные модели) 4. 1975 г. – Законодательство ВС СССР об охране и улучшении использования природных ресурсов 5. Рациональные системы РНМ

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РНМ Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа. Показатели: qн – среднесуточная добыча нефти с одной скважины qв – среднесуточная добыча воды с одной скважины qж – среднесуточная добыча жидкости с одной скважины qг – среднесуточная добыча газа с одной скважины Qн – среднесуточная добыча нефти с группы скважин или объекта разработки Qв – среднесуточная добыча воды с группы скважин или объекта разработки Qж – среднесуточная добыча жидкости с группы скважин или объекта разработки Qг – среднесуточная добыча газа с группы скважин или объекта разработки ∑Qн – накопленная добыча нефти с группы скважин или объекта разработки ∑Qв – накопленная добыча воды с группы скважин или объекта разработки ∑Qж – накопленная добыча жидкости с группы скважин или объекта разработки ∑Qг – накопленная добыча газа с группы скважин или объекта разработки Z – темп разработки – это отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, % Z--- - темп отбора балансовых запасов– это отношение годовой добычи нефти к балансовым запасам, % Z--- = Z×Кно ɤ - темп отбора остаточных извлекаемых запасов – это отношение годовой добычи нефти к остаточным извлекаемым запасам, % Zж – темп отбора жидкости - это отношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти, % Т – срок разработки – это время разработки объекта со времени бурения первой скважины до ликвидации последней скважины

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РНМ ВНФ – водонефтяной фактор – это отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент времени ∑ВНФ – накопленный водонефтяной фактор – это отношение накопленной добычи воды к накопленной добычи нефти Рпл – пластовое давление – средневзвешенное давление по площади или по объему пласта Тпл – пластовая температура - средневзвешенная температура по площади или по объему пласта nд - количество добывающих скважин nн - количество нагнетательных скважин nф - фонд добывающих и нагнетательных скважин nоф - основной фонд скважин – это число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки nрф - резервный фонд скважин – это число скважин, дополнительно планируемый с целью вовлечения в разработку новых пропластков, повышения эффективности ППД, увеличения коэффициента нефтеотдачи Sс – плотность сетки скважин – это площадь нефтеносности месторождения, приходящаяся на одну добывающую скважину Nс – удельные извлекаемые запасы (параметр А. П. Крылова) – это отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин w-- - это отношение числа нагнетательных скважин к добывающим (характеризует интенсивность системы заводнения) wр – это отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда (характеризует степень изученности месторождения)

ПОНЯТИЕ О РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ Для разработки одного и того же месторождения можно предположить множество вариантов, отличающихся между собой количеством добывающих и нагнетательных скважин и их соотношением, сеткой скважин, очередностью их введения в эксплуатацию, режимом работы, системой ППД и т. д. Исходя из заложенных исходных параметров, для каждого варианта на выходе получим и различные значения показателей разработки: срока, нефтеотдачи, ВНФ, себестоимости, рентабельности и т. д. Очевидно, из всех возможных вариантов разработки необходимо остановиться на одном, наиболее рациональном. С этой целью ввели понятие «критерия рациональности» . Под рациональной системой разработки понимают такую систему, когда одновременно выполняется триединая задача: 1. Безусловное выполнение плана по добыче нефти 2. Максимально-возможный (при существующей технике и технологии) текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи 3. Минимальные народно-хозяйственные затраты Это довольно трудно добиться (Пример): 1. Небольшое количество скважин – большие расстояния между скважинами - наименьшая степень взаимодействия – высокий дебит одной скважины – минимальные затраты на бурение и обустройство – общий дебит всех скважин снижается – увеличивается срок разработки – низкий коэффициент нефтеотдачи 2. Максимальный коэффициент нефтеотдачи – плотная сетка скважин большие народно-хозяйственные затраты Установление рациональной системы разработки осуществляют в следующей последовательности: 1. Определяют исходные геолого-физические параметры 2. Вычисляют технологические показатели с помощью гидродинамических расчетов для различных вариантов систем разработки 3. Проводят оценку экономической эффективности различных вариантов систем разработки 4. Выбирают наиболее рациональный вариант на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Процесс добычи нефти продолжается десятки лет и проходит через ряд стадий, отличающихся между собой новым качественным состояние залежи. Стадия разработки – это период процесса разработки, характеризующийся определенными закономерностями изменения технологических и технико-экономических показателей. Разделяют четыре (основные) стадии РНМ. Первая стадия (освоение эксплуатационного объекта) 1. Интенсивный рост добычи нефти ( Qн = 1 -2% Qбз) 2. Интенсивный рост основного фонда скважин (n 1 = 0, 6 – 0, 8 nоф) 3. Падение пластового давления 4. Небольшая обводненность продукции: а) nв = 3 - 4% при µн <5 м. Пас б) nв = 35% при µн >35 м. Пас 5. Коэффициент нефтеотдачи = 10% 6. Срок стадии = 4 -6 лет Вторая стадия (поддержание высокого уровня добычи нефти) 1. Стабильно высокий уровень добычи нефти 2. Рост числа скважин до максимального от основного фонда 3. Рост обводненности продукции: а) nв = 2 - 3% в год при µн <5 м. Пас б) nв = 7% в год при µн >20 м. Пас 4. Отключение небольшой части обводненных скважин 5. Текущий коэффициент нефтеотдачи = 30 – 35% (Грань между 2 и 3 стадиями определяют по излому кривой добычи нефти)

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Третья стадия (интенсивное снижение добычи нефти) 1. Интенсивное снижение добычи нефти: а) на 10 -20% при µн <5 м. Пас б) на 3 -10% при µн >20 м. Пас 2. Снижение темпов отбора нефти 3. Уменьшение действующего фонда скважин 4. Перевод подавляющего числа скважин на механизированный способ эксплуатации 5. Прогрессирующее обводнение продукции до 80 – 85% с годовым темпом 7 – 8 % 6. Текущий коэффициент нефтеотдачи: а) 40 -45% при µн <5 м. Пас б) 20 -30% при µн >20 м. Пас 7. Срок стадии = 5 -10 лет (Грань между 3 и 4 стадиями определяют по точке перегиба кривой обводненности и кривой добычи нефти) Четвертая стадия (плавное снижение добычи нефти) 1. Медленное снижение темпов отбора нефти 2. Большие темпы отбора жидкости 3. Низкие темпы роста обводненности 4. Уменьшение действующего фонда скважин 5. Продолжительный срок стадии (≥ 20 лет) 6. Завершение четвертой стадии разработки – момент отключения самой последней добывающей скважины: - до обводненности продукции 95 -98% - до предела рентабельности разработки

Технология и показатели разработки П е р в а я с т а д и я (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. В т о р а я с т а д и я (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. Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Под системой разработки нефтяных месторождений понимают форму организации движения жидкости (нефти) в пласте к добывающим скважинам под действием энергии (пластовой или превнесенной). Систему разработки определяют: 1. Выбор объекта разработки 2. Выбор способа регулирования баланса и использования пластовой энергии 3. Выбор темпов бурения скважин 4. Выбор последовательности бурения скважин 5. Выбор геометрии расположения скважин на площади 6. Выбор плотности сетки скважин 7. Выбор системы заводнения 8. Выбор доли скважин основного и резервного фонда

ВЫБОР ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащих промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятие «объекта» и «месторождения» равнозначны. Большое число пластов в одном объекте разработке: «+» - экономия металла, труб, материалов и т. д. «- « - усложняет технологический процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к снижению нефтеотдачи в целом. При выборе объектов следует учитывать: 1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов: 1. 1. В один объект разработки включают пласты с примерно одинаковыми средними геолого-физическими параметрами и имеющими в плане примерно-одинаковую площадь распространения. 1. 2. В один объект разработки включают пласты с одним и тем же типом горных пород. 2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа: 2. 1. В один объект разработки включают пласты с примерно одинаковыми свойствами нефти, воды и газа (вязкость, плотность, содержание асфальтенов, смол, парафина, серы, температура насыщения нефти парафином, минеральный и солевой состав пластовых вод, совместимость вод и невыпадение в осадок минеральной составляющей).

3. Фазовое состояние углеводородов: 3. 1. В один объект разработки включают пласты, в которых превалирующим источником пластовой энергии является один и тот же источник; фазовое состояние примерно одинаковое. 4. Техника и технология эксплуатации скважин: 4. 1. В один объект разработки включают пласты при условии, если есть технические и технологические возможности подъема пластовой жидкости с забоя на дневную поверхность.

СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 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 или других горнотехнических сооружений. 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 Пласты 1 и 2 объединяются в один объект разработки(А) Пласт 3 разрабатывается своей группой скважин (Б)

СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Основный принцип выделения конкретного объекта разработки – это объединение в один объект пластов со сходными (близкими) характеристиками по следующим факторам: 1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. 2. Физико-химические свойства нефти и газа. 3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. 4. Условия управления процессом разработки месторождений. 5. Техника и технология эксплуатации скважин.

Системы разработки многопластовых месторождений 1. Одновременная во времени разработка объектов: 1. 1. Раздельная (одновременная во времени) разработка объекта – каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин: «+» - надежный контроль за процессом разработки и регулированием; «- « - большие капитальные вложения. 1. 2. Совместная разработка, при которой два или более пласта объединяют в один эксплуатационный объект единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин: «+» - обеспечивается высокий текущий уровень добычи; «- « - нерегулируемость разработки пластов; невысокие технико-экономические показатели. 1. 3. Совместно-раздельная разработка, при которой добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), нагнетательные скважины – установками для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды: «+» - преодолеваются недостатки первых двух вариантов, сохраняя при этом их преимущества. 2. Последовательная во времени разработка объектов: 2. 1. Разработка «сверху - вниз» , при которой каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего (США) «+» - сохраняется «экология» неразбуренных нижележащих объектов. «-» - задерживает разведку и разработку нижележащих объектов; - увеличивается объем бурения и расход металла; - повышается опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов при разбуривании нижележащих объектов. 2. 2. Разработка «сверху – вниз» , при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего (базисного), а затем переходят на возвратные. В качестве базисного объекта выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные с большими запасами нефти.

ВЫБОР СПОСОБА РЕГУЛИРОВАНИЯ БАЛАНСА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ Режим работы пласта – это проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки. Пластовая энергия – это энергия, необходимая для перемещения пластовых флюидов в пласте и дальнейшем на поверхность. Основные источники пластовой энергии: 1. Энергия напора (положения) пластовой воды (контурной, подошвенной) 2. Энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки) 3. Энергия расширения растворенного в нефти газа 4. Энергия упругости жидкости (нефти и воды) 5. Энергия упругости горной породы 6. Энергия напора (положения) нефти Пластовая энергия тратится на: 1. Преодоление сил сопротивлении при фильтрации 2. Преодоление гравитационных сил 3. Преодоление капиллярных сил 4. На депрессию в системе «пласт – забой» 5. На подъем продукции на поверхность (или до скважинного насосного оборудования) Режимы работы пласта: 1. Упругий водонапорный режим (УВНР) 2. Жесткий водонапорный режим (ЖВНР) 3. Режим растворенного газа (РРГ) 4. Режим газовой шапки (РГШ) 5. Упругий режим (УР) 6. Гравитационный режим (ГР) 7. Смешанный режим (СМ)

Классификация режимов работы пласта: 1. По изменению контура нефтеносности: а) перемещающейся контур нефтеносности: - УВНР, ЖВНР, ГНР, СР б) неподвижный контур нефтеносности: - УР, РРГ, ГР 2. По виду энергии: а) естественные режимы б) искусственные режимы 3. По конечному коэффициенту нефтеотдачи: N п/п Режим работы пласта 1 УВНР 2 ЖВНР 3 РРГ 4 РГШ 5 УР 6 ГР 7 СМ Коэффициент нефтеотдачи, % Источник энергии Естественны Искусственный

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки Энергия — это физическая величина, определяющая способность тел совершать работу. Работа, применительно к нефтедобыче, представляется как разность энергий или освободившаяся энергия, необходимая для перемещения нефти в пласте и дальше на поверхность. Различаем естественную и в случае ввода извне, с поверхности искусственную пластовые энергии. Они выражаются в виде потенциальной энергии как энергии положения и энергии упругой деформации.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Потенциальная энергия положения М — масса тела (пластовой или закачиваемой с поверхности воды, нефти, свободного газа); — ускорение свободного падения; - высота, на которую поднято тело по сравнению с произвольно выбранной плоскостью начала отсчета. Поскольку масса тела , , то энергия положения равна произведению объема тела V на создаваемое давление : Чем больше масса тела и высота его положения (напор) или объем тела и создаваемое им давление, тем больше потенциальная энергия положения

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Потенциальная энергия упругой деформации — сила, равная произведению давления — линейная деформация (расширение). Так как приращение объема на площадь ; , то Приращение объема при упругой деформации можно представить, исходя из закона Гука, через объемный коэффициент упругости среды Чем больше упругость и объем среды (воды, нефти, газа, породы), давление и возможное снижение давления , тем больше потенциальная энергия упругой деформации.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Количество растворенного в нефти газа определяется объемом нефти и давлением насыщения нефти газом (по закону Генри) или газосодержанием (газонасыщенностью) пластовой нефти (объемное количество растворенного газа, измеренного в стандартных условиях, которое содержится в единице объема пластовой нефти): где — коэффициент растворимости газа в нефти.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Основными служат: источниками пластовой энергии • энергия напора (положения) пластовой воды (контурной, подошвенной); • энергия упругости (упругой деформации) жидкости (воды, нефти) и породы; • энергия напора (положения) нефти. • энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки); • энергия расширения растворенного в нефти газа.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Упругий режим Главное условие упругого режима — превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом. При этом забойное давление не ниже , нефть находится в однофазном состоянии. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы — энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима замкнуто-упругий режим. Если залежь не ограничена, то упругий режим будет переходить во вторую разновидность — упруговодонапорный режим.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Водонапорный режим проявляет себя с момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водоносную область. Вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных водонапорный режим, переходит в жесткий водонапорный. Нарушение равновесия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинают играть роль энергии других видов: при увеличении поступления воды — энергия упругости; при уменьшении поступления воды (увеличении отбора) и снижении давления ниже давления насыщения — энергия расширения растворенного газа. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Режим растворенного газа в чистом виде может проявиться в пласте, содержащем нефть, полностью насыщенную газом (начальное давление ). Снижение давления ниже значения сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует (всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Если залежь характеризуется некоторым превышением начального давления над давлением , то в начальный период при снижении давления до значения она работает за счет энергии упругости либо за счет энергий упругости и напора вод. Если то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий. При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается. Жесткий газонапорный режим отличается тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых условиях), когда давление в газовой шапке уменьшается незначительно по мере отбора нефти.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились Выделяют такие гравитационного режима: разновидности Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорногравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные. Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

ВЫБОР ТЕМПОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Темпы разбуривания месторождения: 1. Ускоренное бурение (2 – 6 лет): - небольшое по площади месторождение - небольшое количество скважин - не глубоко залегающее месторождение - «простая» геология вышележащих пластов - развитая инфраструктура района - развитая материально-техническая база УБР 2. Среднее по темпам разбуривание 3. Замедленное разбуривание: - большое по площади месторождение - большое количество скважин - глубоко залегающие продуктивные пласты - «сложная» геология вышележащих пластов - не развитая инфраструктура района бурения - не развитая материально-техническая база УБР

ВЫБОР ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Порядок бурения и вода в разработку скважин: 1. Сплошное ускоренное бурение 2. Замедленное бурение: 2. 1. С уплотнением сетки скважин 2. 2. Ползущее бурение: - вверх по восстанию пласта - вниз по падению пласта - по простиранию пласта Сплошное ускоренное бурение - применяют при бурении небольших месторождений с «простым» геологическим строением в «старых» нефтеносных районах с развитой базой УБР. Замедленное бурение – применяют при бурении глубоких скважин в осложненных условиях залегания со слабо развитой материально-технической базой УБР. Бурение с уплотнением сетки скважин – применяют на месторождениях со сложным геологическим строением и недостаточностью фактических данных показателей для составления проекта разработки: - «не выгодно» УБР; - «выгодно» для проектных организаций. Ползущее бурение «вверх по восстанию пласта» - применяют на месторождениях, которые имеют «простую» круговую форму нефтеносности: - максимальный конечный коэффициент нефтеотдачи. Ползущее бурение «вниз по падению пласта» - применяют на месторождениях, которые имеют «сложную» форму с плохо изученными геологическими свойствами пласта: - минимальные затраты на «сухое» бурение скважин; - низкий коэффициент нефтеотдачи. Ползущее бурение «по простиранию пласта» – применяют на месторождениях вытянутой формы: - выгодна для УБР; - задерживается сбор информации о всем месторождении; - невысокие темпы добычи нефти

ВЫБОР ГЕОМЕТРИИ РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН НА ПЛОЩАДИ Геометрия скважин: 1. Равномерная: - треугольная - квадратная 2. Рядная: - незамкнутые ряды - замкнутые ряды

ВЫБОР ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН Плотность сетки скважин (Sс) – это площадь нефтеносности, приходящаяся на одну добывающую скважину: Sc = Fн/nд (м 2/скв) 1 га = 100 м× 100 м = 10000 м 2 Для нефтяных месторождений Sc = 1 – 81 га/скв Для газовых месторождений Sc = 1 – 100 га/скв Плотность сетки скважин: 1. Плотная сетка скважин: Sc = 1. . 12 га/скв - низкая проницаемость горных пород; - неоднородный пласт; - высокая вязкость пластовой нефти. 2. Средняя по плотности сетка скважин: Sc = 16. . 30 га/скв - средняя проницаемость горных пород; - относительно однородный пласт; - средняя по вязкости пластовая нефть. 3. Редкая сетка скважин: Sc = 32. . 81 га/скв - высокая проницаемость горных пород; - однородный пласт; - маловязкая пластовая нефть. Выбор оптимальной плотности сетки скважин одна из сложных проблем при проектировании РНМ. Поэтому, как правило, задаются несколькими значениями плотности сетки скважин, проводят гидродинамические расчеты по всем вариантам и только потом выбирают один оптимальный вариант.

ВЫБОР СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ Системы заводнения: I. Законтурное заводнение Применяют: - небольшие по площади месторождения - небольшая ширина залежи (≤ 4 км) - малорасчлененные по толщине пласты - высокая гидропроводность продуктивного пласта и низкая гидропроводность законтурной зоны пласта - расстояние от нагнетательного ряда до внешнего контура нефтеносности 100 – 1000 м - при всех одинаковых параметрах при данной системе заводнения возможны максимальные значения коэффициента нефтеотдачи, так как не образуется языкообразование (вытеснение близко к поршнеобразному). II. Приконтурное заводнение Применяют: - на небольших и средних по площади месторождениях - гидропроводность продуктивного пласта и законтурной зоны пласта примерно одинаковы III. Внутриконтурное заводнение Применяют: - на средних и больших по площади месторождениях - высокая гидропроводность законтурной зоны пласта и низкая гидропроводность нефтяной зоны пласта

ВЫБОР СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ (продолжение) Различают: 3. 1. Блочное заводнение - большие по площади месторождения (Ромашкинское месторождение) - сложная конфигурация месторождения 3. 2. Административно-блочное заводнение - разработка месторождения несколькими нефтяными компаниями (лицензионные участки) 3. 3. Центральное сводовое заводнение - применяется в сочетании с законтурным или приконтурным заводнением - небольшие по площади месторождения - месторождения круговой формы 3. 4. Центральное кольцевое заводнение - применяется в сочетании с законтурным или приконтурным заводнением - средние по площади месторождения - месторождения круговой формы

ВЫБОР СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ (продолжение) 3. 5. Центральное линейное заводнение - применяется в сочетании с законтурным или приконтурным заводнением - средние по площади месторождения - вытянутые месторождения 3. 6. Рядное заводнение - средние и крупные по площади месторождения - количество рядов добывающих скважин между нагнетательными 1, 3, 5, 7 (нечетное), средний ряд – стягивающий 3. 7. Избирательное заводнение - применяется в сочетании с внутриконтурным, законтурным или приконтурным заводнением - применяют на месторождениях со сложным геологическим строением (сдвиги, надвиги, выклинивание пласта и т. д. ) 3. 8. Очаговое заводнение - применяется в сочетании с внутриконтурным, законтурным или приконтурным заводнением - очаговые нагнетательные скважины размещают на участках пласта с наилучшими характеристиками, чтобы они оказывали влияние на максимальное число добывающих скважин

ВЫБОР СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ (продолжение) 3. 9. Площадное заводнение - четырехточечная площадная система заводнения nн / nд = 1: 2 - пятиточечная площадная система заводнения nн / nд = 1: 1 - семиточечная площадная система заводнения nн / nд = 1: 2 - девятиточечная площадная система заводнения nн / nд = 1: 3 Обращенное площадное заводнение - применялось при проведении промысловых экспериментов при внедрении новых реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов Масштабы применения различных систем заводнения Система заводнения Количество месторождений, % Добыча нефти, % Внутриконтурная 50 70 Комбинированная (законтурная, внутриконтурная) 28 18 Избирательная 18 9 Законтурная 3 3

ВЫБОР ДОЛИ СКВАЖИН ОСНОВНОГО И РЕЗЕРВНОГО ФОНДА Выбор доли скважин основного и резервного фонда зависит: - от степени изученности месторождения на момент проектирования - от геологической неоднородности пласта

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Геологические исследования – ответственный этап, на котором получают исходные данные для проектирования разработки месторождения. От того, насколько полны и правильны представления об эксплуатационном объекте на стадии проектирования, во многом зависит правильность выбора расчетной схемы и в конечном итоге – системы РНМ. Сведения об эксплуатационном объекте и параметрах продуктивного пласта в технологической схеме имеют предварительный характер и уточняются при составлении проекта разработки. Необходимые исходные данные получают при исследовании разведочных скважин и давших при опробовании нефть, газ, воду. При исследовании скважин проводят комплекс исследований: 1. Сплошной отбор керна. По керну определяют физические свойства пласта и его литологическую характеристику. 2. Геофизические исследования: электрокаротаж, боковое электрическое зондирование и измерение кривизны скважин – для построения структурных карт и профилей 3. Геофизические исследования: нейтронный и гамма-каротаж – для уточнения строения пласта и его физических свойств. 4. Отбор глубинных проб нефти, газа и воды при пластовом давлении и температуре. 5. Замеры пластового давления и температуры. 6. Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах фильтрации – для определения коэффициента продуктивности скважин, гидропроводности, подвижности нефти и проницаемости ПЗП, выбора технологических норм отбора жидкости из скважин.

7. Гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации (КВД) и (КПД) – для определения пьезопроводности , гидропроводности пласта, подвижности нефти в пласте, радиуса скважины приведенного, скин-фактора. 8. Исследование скважин на интерференцию – для определения степени взаимодействия скважин по отдельным зонам, пьезопроводности по зонам, степени влияния законтурной зоны пласта на нефтяную залежь. 9. Наблюдение за выносом песка при работе скважин на различных режимах и определения максимальных допустимых дебитах. 10. Наблюдения за осложняющими условиями эксплуатации (асфальтены, смолы, парафины, коррозия и т. д. 11. Исследования солевого состава и напора краевых вод.

Иерархические уровни движения исходной геологической информации 1. Изучение физико-химических свойств пластовых флюидов и влияние на их состояние термодинамических и геологических условий. Методы: лабораторные исследования и анализ флюидов, отобранных при пластовых термодинамических условиях. Обобщение изменения физико-химических свойств по структуре залежи. 2. Оценка емкостных характеристик пород-коллекторов (пористость, проницаемость, трещиноватость, тип цемента и т. д. Методы: лабораторные, анализ кернов, гидродинамические, геофизические 3. Моделирование пространственного положения геологических тел- коллекторов нефти и газа. Построение корреляционных схем, геологических профилей, различных карт. Методы: геофизические, геологические 4. Изучение естественных режимов залежи, их связь с физико-химическими, геологическими особенностями строения объекта Методы: гидродинамические 5. Подсчет балансовых запасов. Оценка возможных извлекаемых запасов по категориям Методы: гидродинамические, геологические, вероятностные 6. Детальное моделирование положения проницаемых и непроницаемых тел по объекту разработки с построением зональных и литологофациальных карт, карт прерывистости, количественная оценка геологической неоднородности месторождения Методы: геологические, вероятностные

Геологическая часть технологической схемы (проекта) разработки месторождения должна содержать следующие основные разделы: 1. Сведения о районе исследования: - краткие данные о географическом и административном положении района месорождения; - рельеф местности, гидросеть, климат; -общие экономические сведения (промышленность, сельское хозяйство, строительные материалы и трудовые ресурсы; - краткая характеристика условий разведочного бурения и мест, где бурить нельзя (населенные пункты, санитарные зоны, водоемы). 2. Геологическая характеристика: - история геологического изучения месторождения; - стратиграфия; - тектоника; - нефтегазоносность; - гидродинамические условия. 3. Строение залежи: - детальная корреляция продуктивной части разреза (площади пластов, их слияния и замещения, эффективные толщины пластов); -положение ВНК и ГНК в разных частях залежи; - тектоническая структура залежи, контуры нефтегазоносности, размеры залежи. 4. Литолого-физическая характеристика коллектора 6 - литологический состав коллектора, гранулометрия, степень окатанности, состав цемента; - проницаемость, пористость, нефтенасыщенность коллектора; - геологическая макронеоднородность продуктивных пластов (общая и нефтенасыщенная толщина, расчлененность, песчанистость, степень прерывистости пласта и т. д. ).

5. Физико-химические свойства нефти, попутного газа и воды: - свойства и состав жидкостей и газов при пластовых термодинамических условиях; - свойства и состав жидкостей и газов при нормальных и стандартных условиях; - свойства и состав жидкостей и газов при возможных при разработке давлениях и температурах. 6. Энергетическая и эксплуатационная характеристика: - устанавливается режим работы залежи; - указываются по площади начальное давление и температура и текущие давления и температуры за весь период разработки. 7. Теплофизические свойства горной породы, нефти, газа и воды: - теплофизические свойства пород и пластовых жидкостей приводятся для залежей с вязкой нефтью, где может быть применено термозаводнение; - указываются значения коэффициента теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости для пород и жидкостей. 8. Запасы нефти и газа: - указывается организация, утвердившая запасы; - приводятся запасы по категориям как по залежи в целом, так и по различным зонам (участкам) пласта

ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТИ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПОРОД. УЧЕТ И ОТОБРАЖЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ Все реальные продуктивные пласты обладают свойственной им особенностью, а именно изменчивостью состава и свойств по всему объему. Эту изменчивость нельзя называть анизотропией, так как последняя характеризуется изменением физических свойств в различных направлениях. В продуктивных пластах наряду с изменением физических свойств наблюдается изменение литолого-фациального и минералогического состава, изменение агрегативного состояния слагающих пород и вмещающих жидкостей и т. д. С этой целью для характеристики изменчивости продуктивного горизонта в объеме нефтяной залежи ввели понятие «неоднородности» . Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость литологофациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивные пласты. На сегодняшнем этапе изученности неоднородности не возможно обоснованно подобрать универсальный критерий или меу для оценки неоднородности. В первом приближении для сравнительной оценки неоднородности ввели понятие степени и характера неоднородности. Под степенью неоднородности продуктивных пластов понимают диапазон изменения литолого-фациального, минералогического состава или коллекторских (физических) свойств. Степень неоднородности является количественной оценкой неоднородности. к 1 = 0, 10 – 0, 25 мкм 2 к 2 = 0, 10 – 0, 85 мкм 2 Под характером неоднородности продуктивных пластов понимают плотность распределения геолого-физических свойств в диапазоне их изменения. Характер неоднородности является в первую очередь качественной, а во вторую очередь, и количественной оценкой неоднородности. К 1 = 0, 10 – 0, 85 мкм 2 к 2 = 0, 10 – 0, 85 мкм 2

Классификация неоднородности I. Литолого-фациальная неоднородность продуктивного пласта: 1. Минералогическая неоднородность 2. Гранулометрическая (агрегативная) неоднородность 3. Неоднородность по толщине горизонта в целом 4. Неоднородность по толщине пластов, входящих в горизонт Для сравнительной количественной оценки этого типа неоднородности используют специальные коэффициенты: а) коэффициент песчанистости – это отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих горизонт: Кп = Vп / V = hп / H б) коэффициент расчлененности – это отношение числа пробуренных скважин к суммарному числу песчаных пропластков, вскрытых скважинами: Кр = N / ∑n в) коэффициент литологической связанности – это отношение части площади залежи, где пласт представлен монолитным нерасчлененным песчаником к общей площади залежи: Клс = Fm / F = Nm / N, где Nm – число скважин, вскрывших монолитный пласт N – общее число скважин

Классификация неоднородности (продолжение) II. Неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам пласта: 1. Неоднородность по проницаемости 2. Неоднородность по пористости 3. Неоднородность по распределению начальной водо - и нефтенасыщенности 4. Порометрическая неоднородность или микронеоднородность 5. Неоднородность по проводимости пласта, коэффициенту продуктивности, гидропроводности и т. д. III. Неоднородность, применяемая в гидродинамических расчетах: 1. Слоистая неоднородность – это изменение осредненных по слоям значений параметра в зависимости от толщины пласта. 2. Зональная неоднородность – это изменение по площади залежи осредненных по толщине значений параметра пласта. 3. Пространственная (объемная) неоднородность – это изменение параметра пласта во всем объеме продуктивного пласта. Слоистая и зональная неоднородность, как правило, связаны с процессом седиментации и носят слабую, но закономерность. Пространственная неоднородность носит случайный характер и поэтому может быть оценена на основе применения теории вероятности.

МОДЕЛИ ПЛАСТА И ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические. ДЕТЕРМИНИРОВАННЫЕ МОДЕЛИ Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению. Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на ЭВМ. ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностатистических моделей пластов относятся следующие:

МОДЕЛИ ПЛАСТА И ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические. Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. Вероятностно-статистические модели ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностатистические характеристики, что и реальный.

Модели пласта и процессов вытеснения нефти Вероятностно-статистические модели Модель однородного пласта В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т. е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем от рассматриваемой точки пласта. Чаще используют средневзвешенные по Свойства пласта в количественном выражении определяют как средневзвешенные по объему величины: площади залежи величины, которые устанавливают с помощью карт равных значений рассматриваемых параметров: — параметр, определяемый как средний между двумя соседними линиями равных его значений; — площадь, образованная двумя соседними линиями с параметрами и ; — общая площадь залежи.

Модели пласта и процессов вытеснения нефти Вероятностно-статистические модели Модель зонально-неоднородного пласта – это пласт, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е. , где n –число слоев.

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т. е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) от- чается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью. Наиболее просты модели однородного пласта в виде толщи горной породы с одинаковыми во всех точках физическими свойствами. Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и горизонтальны. 2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами. 3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта

4. Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта (объемная неоднородность) объединяет характеристики предыдущих двух моделей. 5. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте, поскольку коэффициент пористости на порядок больше коэффициента трещиноватости. Однако гидродинамическое движение жидкостей и газов, вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин. Считают, что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. 6. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов. 7. Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения. 8. Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.

ПОРШНЕВОЕ И НЕПОРШНЕВОЕ ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА Модель поршневого вытеснения. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (границы), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (S н), а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью (Sост). Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади — только вода. В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам. Модель непоршневого вытеснения. По схеме Баклея - Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.

Модели пласта и процессов вытеснения нефти Модели вытеснения нефти Модель поршневого вытеснения Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт, впереди которого нефтенасыщенность равна начальной а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью. Обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам. Модель непоршневого вытеснения Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. По мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ Центральный этап моделирования — постановка соответствующих процессу разработки нефтяного месторождения математических задач, включающих дифференциальные уравнения, начальные и граничные условия. Процедуры расчетов на основе моделей называют методиками расчетов. Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождений, основаны на использовании двух фундаментальных законов природы — закона сохранения вещества и закона сохранения энергии, а также на целом ряде физических, физико-химических, химических законов и специальных законах фильтрации. Закон сохранения вещества в моделях процессов разработки месторождений записывают либо в виде, дифференциального уравнения неразрывности массы вещества, именуемого часто просто уравнением неразрывности, либо в виде формул, выражающих материальный баланс веществ в пласте в целом. В последнем случае закон сохранения вещества используют непосредственно для расчета данных процессов разработки месторождений, а соответствующий ему метод расчета получил название метода материального баланса.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ Уравнение неразрывности Масса вещества плотностью элементе пласта (рис. ) длиной толщиной и шириной , измеряемой направлении, перпендикулярном плоскости при пористости пласта составит (1) в , в к , Рис. Схема элементарного объема прямолинейного пласта в одномерном и трехмерном случае Если считать, что в элемент пласта через его левую грань поступает вещество с массовой скоростью , вытесняется из элемента с массовой скоростью , а накопленный объем его за время , получим с учетом того, что в элемент вошло больше вещества, чем из него вышло: (2)

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ Уравнение неразрывности Из (2) имеем при (3) . (4) Уравнение (4) и есть уравнение неразрывности массы вещества в пласте при одномерном прямолинейном движении насыщающего вещества. Чтобы получить такое уравнение для трехмерного случая, необходимо рассмотреть баланс массы в объемном элементе пласта Рассматривая массовые скорости поступления вещества в куб и вытеснения из него, а также накопленный объем его в кубе, получим или

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ Уравнение энергии Полная энергия единицы массы пласта состоит из отнесенных к единице массы внутренней удельной энергии пород пласта и насыщающих его веществ , удельной потенциальной и кинетической энергии веществ, движущихся в пласте со скоростью. . (1) Из закона сохранения энергии следует, что изменение энергии пласта и произведенной удельной работы равно количеству подведенного к пласту тепла , умноженного на механический эквивалент тепла. С учетом (1) из (2) получим (2) (3)

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ Уравнение энергии Количественная оценка входящих в (3) величин показывает: Удельная потенциальная энергия в пластах может изменяться в соответствии с возможными изменениями уровня движущихся в пласте веществ. Обычно это десятки и иногда сотни метров. Удельной кинетической энергией движущихся в пласте веществ можно всегда, кроме особых случаев движения веществ в призабойной зоне скважин, пренебречь. Работа вещества, насыщающего пласт, намного меньше, чем изменение удельной внутренней энергии при тепловых методах разработки нефтяных месторождений, но при определенных условиях может быть значительной Наиболее существенное изменение энергии в элементе пласта связано с переносом тепла за счет теплопроводности и конвекции. Определенный вклад в энергетический баланс пласта, особенно при высоких скоростях движения насыщающих его веществ, вносят работа расширения-сжатия веществ и гидравлическое трение.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ Уравнение энергии Напишем уравнение сохранения энергии в пласте, учитывая теплопроводность и конвекцию, а также работу расширения - сжатия веществ и гидравлическое трение. Поток внутренней энергии Энергия сжатия Тепло за счет гидравлического трения - вектор суммарной скорости теплопереноса в пласте за счет теплопроводности и конвекции - вектор скорости фильтрации

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА ВВОД В РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1. 1. Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений". 1. 2. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их геолого- промысловой изученности. Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условий: - осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, а при необходимости — пробная эксплуатация залежей или опытно- промышленная разработка представительных участков месторождения; - балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн. т и газа до 3 млрд. м 3 осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ — нефть Роскомнедра;

- утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80 % категории С 1 и до 20 % категории С 2. возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С 2 более 20 % устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета; - состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения; - в районе разведанного месторождения должны бьпь оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа; - имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектноизыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод; - составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды, обеспечению безопасности проведения работ;

- утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно- сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения; - получена лицензия на право пользования недрами. 1. 3. Составление, рассмотрение и утверждение технологической проектной документации на разработку осуществляются в соответствии с действующим "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. 1. 4. Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в установленном порядке центральной Комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

1. 5. Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геологотехнических мероприятий, внедряемых на месторождении. 1. 6. Проектные решения на разработку должны быть направлены на достижение максимального экономического эффекта от полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ. 1. 7. Проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются: 1. Проекты пробной эксплуатации; 2. Технологические схемы опытно-промышленной разработки; 3. Технологические схемы разработки; 4. Проекты разработки; 5. Уточненные проекты разработки (доразработки); 6. Анализы разработки.

В случае получения новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут быть составлены промежуточные технологические документы: - дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к технологическим схемам опытно-промышленной разработки - дополнения к технологическим схемам разработки. Уточнение или пересмотр отдельных проектных решений и показателей разработки, не меняющие утвержденных принципиальных положений технологических проектных документов, может производиться в: - дополнениях к технологическим схемам и проектам разработки; - авторском надзоре за выполнением технологических схем и проектов разработки. Проектные технологические документы на разработку месторождений и дополнения к ним рассматриваются и утверждаются ЦКР Минтопэнерго РФ, а также территориальными Комиссиями, создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ. 1. 8. Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

1. 9. Для месторождений, разведка которых не закончена или при отсутствии в достаточном объеме исходных данных для составления технологической схемы разработки, составляются проекты пробной эксплуатации. Проект пробной эксплуатации месторождения составляется по данным его разведки, полученным в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект пробной эксплуатации должен содержать программу работ и исследований по обоснованию дополнительных данных, необходимых для выбора технологи разработки, подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов. 1. 10. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. 1. 11. Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин. Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами. Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытнопромышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки. 1. 12. Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки. Проекты разработки составляются после завершения бурения 70 % и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов. В проектах разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически коэффициента нефтеизвлечения

В проектных документах на разработку обосновываются: - выделение эксплуатационных объектов; - системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин; - выбор способов и агентов воздействия на пласты; - порядок ввода объекта в разработку; - способы и режимы эксплуатации скважин; - уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку; - вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением; - вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефгеизвлечения из пластов; - выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внугрискважинного оборудования; - мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; - требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин; - требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

- требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; - мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; - комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; - специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды; - объемы и виды работ по доразведке месторождения; - вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений. 1. 13. Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80 %) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения. 1. 14. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

1. 15. При авторском надзоре контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей принятым в технологичесих схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на достижение проектных показателей.

КОНТРОЛЬ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Задача контроля – обеспечение высокого качества первичной информации. Качество информации определяется: 1. Перечнем информации 2. Объемом информации 3. Представительностью информации 4. Точностью измерений 5. Методами обработки Методы получения первичной информации для контроля за РНМ: 1. Гидродинамические 2. Геофизические 3. Лабораторные Методы обработки первичной информации: 1. Математическая статистика 2. Теория случайных функций 3. Теория ошибок и т. д. Методы повышения представительности информации: 1. Дублирование информации 2. Сравнения с аналогами информации 3. Внедрение автоматизированной системы сбора и обработки информации

Виды контроля по периодам эксплуатации: 1. Контроль выработки запасов - учет количества добываемой нефти, газа и воды - учет количества закачиваемой воды - изучение перемещения ВНК и ГНК - определение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи 2. Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: - исследование профиля притока и приемистости - определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давления - изучение изменения пластовой температуры - исследование пластов и скважин гидродинамическими и геофизическими методами - изучение изменения физико-химических свойств нефти, газа и воды 3. Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: - выявление негерметичности, смятия ЭК и т. д. - износ и эффективность использования оборудования 4. Контроль осложняющих условий эксплуатации скважин и добычи пластовых флюидов: - изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, ПЗП, скважине - определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок - определение анизотропии, трещиноватости пласта, начальных градиентов сдвига и т. д.

АНАЛИЗ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ Целью анализа процесса разработки является вскрытие главных тенденций развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснование методов регулирования процесса. Важная часть анализа – это составление фактических показателей разработки с проектными, предыдущего анализа; выяснение причин отклонения каждого показателя разработки. Анализ процесса разработки включает в себя следующие задачи: 1. Анализ геологического строения месторождения (объекта): - уточнение геологического строения - уточнение свойств коллектора и пластовых флюидов и т. д. 2. Анализ технологических показателей разработки: - динамика добычи нефти, газа и воды - динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин - распределение добычи флюидов по площади и толщине пласта - анализ энергетического состояния месторождения (динамика изменения пластового давления, давления закачки, степень охвата пласта заводнеием и т. д. - анализ состояния обводненности месторождения (по площади, толщине пласта, по степени выработки запасов и т. д. ) - анализ состояния выработки запасов нефти (определение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи, коэффициента охвата пласта заводнением от степени выработки запасов по площади, участкам, толщине и т. д. )

3. Анализ состояния техники добычи: - анализ изменения фонда скважин по способам эксплуатации - анализ эффективности применения методов обработки ПЗП - анализ применения способов, технологии и техники эксплуатации скважин и состояния наземного и скважинного оборудования - анализ системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и попутной воды - анализ системы диспетчеризации и автоматизации контроля и управления работой оборудования и процессом добычи 4. Анализ экономических показателей: - анализ себестоимости по факторам и статьям затрат - анализ капитальных вложений - анализ производительности труда - анализ рентабельности предприятия и т. д. Заключительной частью всего анализа является прогноз процесса разработки на ближайшую перспективу и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки.

РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Регулирование РНМ – это процесс управления движением жидкости в продуктивном пласте к забоям добывающих скважин Цель регулирования РНМ – достижение на каждом этапе разработки максимальной добычи нефти по каждому пласту и в целом для всего месторождения. Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят на основе большого числа частных критериев, среди которых выделяют следующие группы: 1. Технологические: - максимальный текущий уровень добычи нефти - максимальный накопленный отбор нефти - минимальный объем добываемой воды - минимальный объем закачиваемой воды - максимальный коэффициент охвата пласта вытеснением и т. д. 2. Экономические: - минимальные капитальные вложения - минимальные эксплуатационные затраты -минимальная себестоимость добычи нефти и т. д. Методы регулирования процесса разработки по признаку изменения системы воздействия: 1. Без изменения системы воздействия и без добуривания новых скважин: - воздействие на ПЗП с целью улучшения гидродинамического совершенства скважин и увеличения их продуктивности (приемистости)

- изоляция (ограничение) притока вод в добывающие скважины - выравнивание и увеличение профиля притока и закачки воды по толщине пласта и т. д. - изменение технологических режимов работы скважин (увеличение, снижение, остановка, форсированный отбор в эксплуатационных скважинах) - ОРЭ или ОРЗ в многопластовых месторождениях 2. Частичное или полное изменение системы воздействия на пласт и добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин: - добуривание резервных добывающих и нагнетательных скважин или возврат скважин с других горизонтов - частичное изменение системы воздействия (очаговое заводнение и т. д. ) - крупномасштабное применение МУН - полное изменение системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и т. д. ) Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» месторождения. Круг задач, решаемых методом регулирования разработки, в основном, определяется стадией разработки.

Задачи регулирования по стадиям разработки: I СТАДИЯ: 1. Увеличение гидродинамического совершенства скважин 2. Увеличение продуктивности скважин 3. Выравнивание профиля притока нефти II СТАДИЯ: 1. Бурение резервного фонда скважин 2. Изменение режима работы скважин 3. Воздействие на ПЗП 4. Ограничение дебитов обводнившихся скважин 5. Увеличение отборов по безводным скважинам III СТАДИЯ: 1. Изоляция обводнившихся пропластков 2. Выравнивание профиля притока жидкости IV СТАДИЯ: 1. Изменение направления фильтрационных потоков 2. Форсированный отбор жидкости 3. Добуривание новых скважин Для каждого конкретного месторождения существуют ограничения в методах регулирования:

1. Технологические ограничения: - число скважин, их размещение и очередность ввода - тип системы заводнения - ограничения по давлениям и дебитам и т. д. 2. Технические ограничения (в основном по системе ППД): - максимальное давление и подача насосов - ограниченность ресурсов воды - мощность установок подготовки нефти и воды - ограничения в скважинном оборудовании при добычи нефти - ограничения в системе сбора и транспорта продукции - ограничения в системе подготовки нефти - ограничения в системе утилизации попутной воды 3. Планово – экономические ограничения: - годовой план добычи нефти - экономические показатели

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (Регулирование разработки нефтяных месторождений)

Отличия методов интенсификации добычи нефти и газа от методов увеличения нефтегазоотдачи Цель воздействия на ПЗП МИДНГ: -увеличение приемистости нагнетательной или продуктивности добывающей скважины; - улучшение качества добываемой продукции (снижение обводненности продукции); - только при массовых однотипных воздействиях на ПЗП для группы скважин конкретный МИДНГ может считаться как метод увеличения нефтегазоотдачи (МУНГ) пластов, влияющих на технологические показатели разработки нефтяных и газовых месторождений. Формула для расчета дебита (для нефтяной скважины) в двухзонной модели пласта: r – радиус скважины RПЗП – радиус ПЗП RКП – радиус контура питания K=k. ПЗП/k – степень ухудшения (улучшения) фильтрационных свойств призабойной зоны пласта по сравнению со всем пластом

Параметры характеризующие МУН Коэффициент нефтеотдачи Qни – извлекаемое количество нефти Qнб – начальные балансовые запасы Коэффициент нефтеотдачи – это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечено из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации Sн – начальная нефтенасыщенность Sо – остаточная нефтенасыщенность Коэффициент физической нефтеотдачи βфиз – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти ∆Q – количество нефти, добытой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти

Коэффициентом использования запасов βи называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки — суммарная добыча нефти из залежи сначала разработки до какого-то определенного момента времени t; — функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки Коэффициент выработки βв — это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т. д. ) Qнбз — начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени

Коэффициент вытеснения (βвыт) – это отношение вытесненной части нефти (газа) ко всему объему нефти (газа) в зоне воздействия рабочего агента. Коэффициент вытеснения зависит от геолого-физических свойств пород-коллекторов, физикохимических свойств нефти, газа и воды, свойств системы «породы-флюиды» , давления, температуры Коэффициент охвата (βохв) – это отношение охваченной воздействием нагнетаемого рабочего агента части пласта (по толщине) ко всему объему пласта (по толщине). Коэффициент охвата зависит от фазовых проницаемостей нефти, газа и воды, вязкости и подвижности в пласте нефти, газа и воды, толщины глинистых пропластков Коэффициент сетки скважин (βсет) – это отношение части пласта, охваченного разработкой (по площади) ко всему объему пласта (по площади). Коэффициент сетки скважин зависит от конфигурации залежи, степени взаимодействия и гидродинамической связи различных участков βно= βвыт·βохв·βсет

Факторы влияющие на нефтеотдачу пластов 1. Вид использования пластовой энергии. 2. Геологические условия залегания нефти 3. Условия разработки залежи (технологические факторы) - виды пластовой энергии: 1) энергия напора краевых вод; 2) энергия газовой шапки; 3) энергия растворенного газа; 4) энергия упругости нефти и воды; 5) энергия упругости породы; 6) энергия напора положения нефти - пластовая энергия тратится на: 1) преодоление сил сопротивления; 2) преодоление гравитационных сил; 3) преодоление адгезионных сил; 4) преодоление капиллярных сил; 5) депрессия «пласт – забой»

Режимы работы пласта (коэффициент нефтеотдачи): - водонапорный режим (0, 5… 0, 8); - упругий режим (0, 2… 0, 3); - режим растворенного газа (0, 05… 0, 3); - режим газовой шапки (0, 1… 0, 4); - гравитационный режим (0, 1… 0, 2); - смешанный режим – комбинация нескольких режимов. 2. Геологические условия залегания нефти. 1) геометрия пласта (с увеличением угла наклона пласта нефтеотдача увеличивается); 2) неоднородность по коллекторским свойствам (при снижении коэффициентов неоднородности нефтеотдача увеличивается); 3) свойства породы – пористость, проницаемость, гранулометрический состав, насыщенность флюидами; 4) свойства нефти – вязкость, плотность, газовый фактор; 5) свойства газа; 6) свойства воды; 7) физико-химические явления: - смачиваемость, - поверхностное натяжение, - капиллярные силы.

3. Условия разработки залежи (технологические факторы). 1) наличие системы ППД; 2) плотность сетки скважин; 3) геометрия размещения скважин; 4) градиенты давления.

Области эффективного применения МУН Эффективность применения того или иного МУН зависит от следующих факторов: 1. Потенциальные возможности метода. 2. Критические факторы применимости метода. 3. Фактическое состояние на момент внедрения свойств пласта и пластовых флюидов, а также состояния (стадии) разработки. 4. Наличие соответствующей техники, оборудования, реагентов для МУН. 5. Стоимость нефти и реагентов на момент внедрения. 6. Экологический и психологические факторы.

Потенциальные возможности МУН – это идеальная, теоретическая максимальная нефтеотдача, которую можно было бы достичь при самых благоприятных условиях пласта, идеальном проведении процесса, с использованием всех энергетических и физических возможностей Рабочий агент Водогазовое воздействие Полимерное заводнение ∆КНОмакс. , % 5… 10 5… 8 Щелочи 2… 8 Мицеллярные растворы 8… 20 СО 2 8… 15 Пар 15… 35 ВДОГ 15… 30 Критические факторы применения рабочего агента Гравитационное разделение. Снижение продуктивности Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности Активность нефти. Снижение межфазного натяжения на границе щелочь-нефть. Сложность технологии. Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности Снижение охвата пласта. Регенерация, коррозия Потери теплоты. Малая глубина. Вынос песка. Технические проблемы Осложнения при инициировании. Охват горением. Технические проблемы. Охрана окружающей среды

Факторы, снижающие потенциальную эффективность МУН 1. Объемная неоднородность нефтяного пласта (особенно если в пласте имеются зоны с большими порами и трещинами. По ним закачиваемый флюид в основном и перемещается и не охватывает весь пласт вытеснением) 2. Объемная неоднородность по химическому составу пластовых флюидов (нефть, вода, газ) и породы. 3. Вступление нефтяного месторождения, на котором внедряют МУН, на последнюю стадию разработки (промышленная добыча третичной нефти экономически и технологически целесообразна, если в пласте имеется достаточное количество нефти)

Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий Нефть, вода Маловязкая легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Пласт Метод Заводнение, циклическое воздействие, водогазовая смесь, закачка ПАВ, применение газа высокого давления Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, трещиноватый, пористый Заводнение, циклическое воздействие, применение щелочей, истощение Песчаный истощенный (заводненный), высокопроницаемый, монолитный Мицеллярный раствор, углекислый газ, водогазовые смеси Карбонатный заводненный, высокопроницаемый, слаботрещиноватый, неоднородный Применение углекислого газа, циклическое воздействие Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, неоднородный Маловязкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, неоднородный Заводнение (горячая вода), применение полимеров, закачка водогазовой смеси, щелочи Средневязкая, смолистая (активная)) пара Карбонатный неистощенный, -финистая нефть, вода с малым высокопроницаемый, трещиноватый, содержанием солей, особенно кальция и пористый магния Песчаный заводненный, высокопроницаемый, монолитный, однородный Высоковязкая тяжелая нефть, вода пластовая с большим содержанием солей Песчаный глубокозалегающий, высокопроницаемый, слабопроницаемый Заводнение (горячая вода), циклическое воздействие, закачка щелочи, углекислого газа Применение углекислого газа, микроэмульсий, водога-зовых смесей Внутрипластовое горение Песчаный, высокопроницаемый, Закачка пара, пароциклические обработки слабопроницаемый, неглубокозалегающий

Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов Параметры Закачка СО 2 Применение водогазовых смесей Вязкость пластовой нефти, м. Па·с <15 <25 Нефтенасыщенность, % Пластовое давление, МПа Температура пласта, °С Проницаемость пласта, мкм 2 >30 Газовая шапка Плотность сетки скважин, га/скв. Закачка мицеллярных растворов 5… 100 <25 <15 >8 >25 Не ограничено Не ограничена <70 0, 1 25 Не ограничена Трещиноватость Соленость пластовой воды, мг/л Жесткость воды (наличие солей кальция и магния) Закачка водных растворов ПАВ >50 Толщина пласта, м Литология Полимерное заводнение >0, 1 <25 Неблагоприятна Не ограничена Неблагоприятна 20 Неблагоприятна Не ограничена Песчаник и карбонаты Песчаник 5 Не ограничена Неблагоприятна <24 Не ограничена <16

Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов Параметры Вязкость пластовой нефти, м. Па·с Нефтенасыщенность, % Пластовое давление, МПа Проницаемость пласта, мкм 2 Толщина пласта, м Горение Вытеснение паром Пароциклическая обработка Вытеснение горячей водой >10 >50 >100 >5 >50 Не ограничено >0, 1 >0, 2 >3 Не ограничено >6 >3 Трещиноватость Неблагоприятна Литология Глубина, м Содержание глины в пласте, % Плотность сетки скважин, га/скв. Не ограничена <1200 >1500 Не ограничено <16 <1500 5… 10 <6 Не ограничена

Критерии, ограничивающие или сдерживающие применение МУН 1. Трещиноватость пластов 2. Газовая шапка 3. Нефтенасыщенность пластов. 4. Активный водонапорный режим 5. Вязкость нефти 6. Жесткость и соленость воды 7. Глинистость коллектора

Классификация МУН 1. Гидродинамические методы: 1) рациональное размещение скважин; 2) применение ППД. Оптимизация пластовых давлений; 3) циклическое заводнение; 4) изменение фильтрационных потоков; 5) форсированный отбор жидкости; 6) заводнение со снижением давления ниже давления насыщения нефти газом; 7) барьерное заводнение; 8) применение горизонтальных скважин; 9) глубокопроникающий гидроразрыв пласта

2. Тепловые методы: 1) закачка в пласт горячей воды; 2) закачка в пласт пара; 3) ВДОГ (сухое горение и влажное горение) 3. Газовые методы: 1) закачка углеводородных газов высокого давления; 2) закачка СО 2; 3) закачка газоводяной смеси; 4) закачка дымовых газов и азота

4. Химические и физико-химические методы: 1) группа физико-химических методов, основанная на совершенствовании систем ППД с использованием химических веществ: - заводнение с ПАВ, - полимерное заводнение, - внутрипластовое сульфинирование нефти закачкой высококонцентрированной серной кислоты - щелочное заводнение; 2) группа методов, основанная на процессе взаимодействия (водорастворимости) нефти и вытесняющего агента: - закачка «сухих» углеводородных газов высокого давления, - вытеснение нефти «жирными» углеводородными газами, - вытеснение нефти углеводородными жидкими растворителями, - вытеснение нефти частично растворенным в ней диоксидом углерода, - закачка неуглеводородных газов высокого давления; 3) группа методов вытеснения нефти гетерогенными средами: - мицеллярное заводнение, - мицеллярно-полимерное заводнение, полимернодисперсное заводнение

5. Микробиологические методы 6. Использование подземных ядерных взрывов 7. Использование нескважинных методов добычи нефти (шахтные и карьерные)

Критерии применимости заводнения нефтяных залежей Показатели Благоприятное свойство Неблагоприятное свойство не ограничена 3… 25 и более 1, 5… 5 Более 0, 1… 0, 15 Менее 2 Более 5 Менее 0, 025 Крупнопоровый, порово-каверновый Трещинный Песчаники, полимикты, известняки Алевролиты, доломиты Гидрофильность Чисто нефтяная, нефтегазовая, водонефтяная Монолитное Гидрофобность Нефтяные оторочки малой толщины под газом Линзовидное Гидростатическое Аномально высокое и низкое Более 70 Более 50 Менее 20 Более 25 Равновесное давление. Инертный (нефтяной) раствор Высокое противодавление столба водного раствора на пласт Блоковая, рядная, площадная Законтурная, осевая 1… 5 7… 9 и более Плотность сетки, га/скв 16… 64 более 65… 80 Давление нагнетания, МПа 10… 20 Выше горного на забое скважины Циклический, изменение направления потоков Стабильный Равно давлению насыщения газом или на 20 … 25 % ниже Сильное разгазирование нефти в пласте Глубина Толщина пласта, м Наклон пласта, градус Проницаемость, мкм 2 Тип коллектора Состав пород Смачиваемость пород Тип залежи Строение пласта Пластовое давление Нефтенасыщенность, % Температура, °С Вязкость нефти, м. Па·с Вскрытие пласта в скважинах Система заводнения Число рядов Режим нагнетания Пластовое давление в зоне отбора

Циклическое заводнение Физической основой является: 1. Повышение нефтеизвлечения нефти за счет капиллярной пропитки (при повышении давления в залежи нефть в малопроницаемых пропластках сжимается и в освободившееся пространство поступает вода. При циклическом снижении давления вода в порах удерживается капиллярными силами, а нефть расширяется и выходит из них) ≈10% эффекта. 2. Повышение нефтеизвлечения нефти за счет увеличения охвата пласта фильтрацией, которое обусловлено изменением направления потоков фильтрации ≈90% эффекта

Критерии эффективного применения циклического заводнения 1. Наличие слоисто-неоднородных или трещиноватопористых гидрофильных пород. 2. Высокая остаточная нефтенасыщенность - на начальной стадии разработки - ∆ηно=5… 6% - на конечной стадии разработки - ∆ηно=1… 1, 5% 3. Технико-экономическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давлений и расходов ∆Рцикл=1, 5… 1, 7∆Рзав , Qцикл=1, 5… 1, 7 Qзав 4. Возможность компенсации отбора закачкой. 5. Наиболее благоприятными условиями для изменения направления фильтрации обеспечиваются при рядном расположении скважин 6. Правильный выбор параметров циклического заводнения, определяющих оптимальную технологию процесса

Правильный выбор параметров циклического заводнения а) относительная частота смены циклов где ω – относительная частота циклов; ωр – рабочая абсолютная частота колебаний расхода; С – коэффициент упругости породы и жидкости; μ, m, l, k – средние вязкость, пористость, длина и проницаемость пласта соответственно; – א средняя пьезопроводность пласта ; t – длительность полуцикла б) амплитуда колебаний расхода воды где b – относительная амплитуда колебаний расхода воды; Qцикл – максимальный или минимальный уровень закачки в зависимости от фазы цикла; Qзав – средний уровень закачки при обычном заводнении в) время начала циклического заводнения (относительное время начала нестационарной закачки воды) где τ* - относительное время начала циклического заводнения, t* - длительность эксплуатации при обычном заводнении tпр - длительность эксплуатации при обычном заводнении до прорыва воды к добывающим скважинам по слою с проницаемостью k

Диаграмма для определения длительности циклов нестационарного воздействия t в зависимости от пьезопроводности пласта א и удаления фронта вытеснения

При схематизации пласт характеризуется относительными параметрами: Н 1 и Н 2 – относительные толщины слоев, причем Н 1+Н 2=1, k 1 и k 2 – относительные проницаемости слоев. Произведение =(k 1 -1)(1 -k 2) служит мерой неоднородности коллектора Показатели неоднородности Месторождение, пласт k 1 k 2 =(k 1 -1)(1 -k 2) kср Ромашкинское, Д 1 2 0, 5 0, 67 Самотлорское: Б 8 2, 4 0, 41 0, 83 0, 71 Б 10 А 4+5 2, 7 0, 41 1 0, 79 2, 1 0, 36 0, 77 А 2+3 3, 5 0, 17 2, 16 0, 87 Мамонтовское, Б 10 2, 3 0, 37 0, 82 0, 75

Прирост коэффициента нефтеотдачи и дополнительной добычи нефти Зависимость показателей эффективности циклического заводнения – текущей добычи S, накопленного отбора нефти , 1א нефтеотдачи 2א от безразмерного времени τ для условий пласта А 4 -5 Самотлорского месторождения Зависимость прироста текущей добычи нефти Smax от амплитуды давления нагнетания b

ФОРСИРОВАННЫЙ ОТБОР ЖИДКОСТИ Необходимость ФОЖ обусловлена: 1. Увеличением текущей добычи нефти (на практике – наиболее реальная причина). 2. Увеличение нефтеотдачи. ФОЖ достигается за счет создания высоких градиентов давления путем уменьшения забойного давления. Что считать за ФОЖ? 1. Низкие темпы разработки повышают нефтеотдачу (США) 2. Оптимальные темпы разработки обеспечивают наибольшую нефтеотдачу (В. М. Рыжик, Г. И. Баренблат) 3. Темпы разработки не влияют на конечную нефтеотдачу (Сазонов) 4. Высокие темпы разработки увеличивают нефтеотдачу (М. М. Сатаров, А. Х. Мирзанжанзаде): а) Башкирские нефтяники – под ФОЖ понимают увеличение отборов жидкости на 10 – 15% при обводненности более 40%; б) Татарские нефтяники - под ФОЖ понимают увеличение отборов жидкости на 100 – 200% при обводненности более 95% и достижении отборов свыше 50 м 3/сут со скважины. Механизм увеличения нефтеотдачи: 1. В неоднородных по проницаемости пластах вовлекаются в разработку малопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны – (Кохв). 2. Для месторождений с аномально-вязкими нефтями увеличение градиента давления в пласте приводит к разрушению или ослаблению СМС нефтей, что приводит к уменьшению ее вязкости – (Квыт).

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ФОЖ I. Терригенные чисто нефтяные залежи 1. Однородный пласт с ньютоновской нефтью Кно = - 1% 2. Однородный пласт с неньютоновской нефтью Кно = 1 - 2% 3. Тонкие неоднородные терригенные пласты (h<10 м; k<0, 3 мкм 2; m=10 -24%; <2, 5 м. Пас) Кно = 2 - 3% 4. Средние по толщине неоднородные пласты с незначительными капиллярными силами Кно = 4 - 6% 5. Пласты большой толщины, неоднородные, с высокими капиллярными силами Кно = 5 - 6% 6. Неоднородные пласты с зональной неоднородностью Кно = 2 - 4% 7. Неоднородные пласты с послойной неоднородностью: Кно = 5 - 7% а) высокопроницаемые пропластки расположены внизу пласта Кно = 5 - 7% б) высокопроницаемые пропластки расположены вверху пласта Кно = 0% II. Терригенные водонефтяные залежи С активным напором подошвенных вод: а) высокопроницаемые послойно неоднородные пласты с <5 м. Пас Кно = 3% б) низкопроницаемые послойно неоднородные пласты с k<0, 3 мкм 2 Кно = 0% 2. С активным боковым притоком вод Кно = 1 - 3% III. Карбонатные коллектора 1. Гидрофильные и гидрофобные малопроницаемые коллектора большой толщины (h>15 м; k<0, 2 мкм 2; m=8 - 10%) Кно = 1 - 5% 1. Высокопроницаемые коллектора средней толщины (k>0, 4 мкм 2) Кно = -2 - 0%

ВОДОГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ Механизм процесса – в отличии от воды, которая в заводненной зоне пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, а газ занимает крупные поры в верхней части пласта. Совмещение закачки воды и газа приводит к уменьшению их недостатков каждого в отдельности и суммарно к большему эффекту. Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проницаемости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Технологии закачки: 1. Чередующая закачка газа и воды 2. Последовательная закачка газа и воды. 3. Совместная закачка газа и воды. Недостатки метода: 1. Снижение приемистости нагнетательных скважин при закачке газа и воды. 2. Гравитационное разделение газа и воды. 3. Усложнение скважинного оборудования. Применение метода позволяет увеличить нефтеотдачу на 7 – 15%

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МУН При оценке эффективности различают понятия: 1. Идеальная эффективность – истинная, потенциальная, теоретическая, которую можно было достичь при всех самых благоприятных условиях. 2. Возможная эффективность – проектная, при правильном отображении пласта и использовании всех особенностей механизма процесса и оптимальной технологии. 3. Достигаемая эффективность – фактическая, реализуемая в пласте на практике. 4. Оцениваемая эффективность – измеренная или определенная тем или иным способом по промысловым данным. И>В>Д><О Теоретически «Достигаемая» и «Оцениваемая» эффективность должны быть равны. Этого не происходит по следующим причинам: 1. Недостаточность и непредставительность промысловой информации или отсутствие необходимых данных. 2. Погрешность в определении размеров участков и показателей разработки участка внедрения МУН. 3. Наложение на результаты побочных эффектов от других мероприятий (обработка ПЗП, ФОЖ и т. д. ). 4. Несоответствие используемого способа оценки эффекта особенностям метода. 5. Неопытность или необъективность технологов, определяющих эффект.

Методы определения эффективности применения МУН: 1. Лабораторные эксперименты с моделированием пластовых условий. 2. Бурение оценочных скважин. 3. Гидродинамические исследования на неустановившихся режимах фильтрации (КВД, КПД). 4. Геофизические исследования. 5. Балансовый метод. 6. Сравнение технологических показателей разработки базового (контрольного) и опытного участка внедрения МУН. 7. Гидродинамические расчеты (при реализации проекта на ранней стадии разработки). 8. Графоаналитические (статистические) методы (при реализации проекта на завершающих стадиях разработки).

НОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ I. Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды: 1. Водорастворимые ПАВ 2. НПАВ в композиции с ингибиторами химической деструкции 3. Маслорастворимые ПАВ 4. Композиции углеводородов и ПАВ СНПХ-9630 и СНПХ-9633 5. Мицеллярные растворы II. Методы, основанные на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием: 1. Полимерное заводнение 2. Применение эфир целлюлозы 3. Волокнисто-дисперсные системы (ВДС) 4. Гелеобразующие составы на основе алюмосиликатов (нефелина) 5. Гелеобразующие композиции на основе силиката натрия 6. Вязкоупругие системы на основе ПАА III. Методы, основанные на комплексном воздействии на залежь: 1. Полиакриламида и НПАВ 2. Силикатно-щелочное заводнение (СЩР) 3. Биополимер и био. ПАВ 4. Щелочно-полимерные композиции 5. Внутрипластовая генерация систем с регулируемой вязкостью и щелочностью (ИХН-КА, загущенная ИХНКА, ГАЛКА-ПАВ) 6. Загущенные системы ИХН-КА 7. Гелеобразующие системы ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ 8. Водогазоциклическое воздействие 9. Полимердисперсные системы (ПДС) 10. Модифицированные полимердисперсные системы (МПДС)

Скачать презентацию Содержание курса ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ I РАЗРАБОТКА

РНГМ_МУН Лекции_РН.ppt

Количество слайдов: 110