Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

ДV- количество нефти, которое можно получить при снижении давления на ДP, определяется по формуле:

ДV=вVДP

5. Вязкость пластовых жидкостей - это свойство жидкости оказывать сопротивление передвижению ее частиц относительно друг друга. Динамическая вязкость измеряется в пуазах или (мПас).

Вязкость пластовых жидкостей от давления зависит незначительно. Вязкость нефти уменьшается с ростом температуры, еще более - с увеличением количества растворенного газа. Вязкость воды при 20єС составляет 1 сП( санти - пуаз) или 1 мПас ( милли-паскаль на секунду).

Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 0,5 - 0,6 сП, ( мПас)

РЕЖИМЫ

Процессы, происходящие при эксплуатации нефтяных и газовых залежей скважинами

1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежах.

Приток жидкости (газа) из пласта в скважину происходит за счет разности между пластовым и забойным давлениями, которая называется депрессией на пласт ДР.

ДР = Р_пл - Р_заб

Источниками пластовой энергии, под действием которой жидкость из пласта притекает к забоям скважин, являются:

- напор краевых и подошвенных пластовых вод;

- энергия сжатого свободного газа в газовой «шапке»;

- энергия газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления Р_пл ниже давления насыщения Р_нас;

- энергия упругости пород и насыщающих ее жидкостей;

- энергия напора самой нефти за счет сил гравитации.

При разработке залежей нефти в пласте существуют почти все виды энергии, но в зависимости от геологических условий превалирующим (преобладающим) является один вид энергии.

Запас энергии в залежи зависит от величины пластового давления Р_пл -чем оно выше, тем больше запасы пластовой энергии. Запас энергии залежи расходуется на продвижение нефти и газа по пласту к забоям эксплуатационных скважин.

Как правило, в пласте действуют несколько источников энергии. Однако, на каждом этапе разработки залежи нефть перемещается к забоям скважины под воздействием одного или двух источников энергии.

Проявление доминирующей формы энергии в пласте, обеспечивающей продвижение флюидов к забоям эксплуатационных скважин называется режимом залежи.

Выделяются две группы режимов работы нефтяных залежей:

I. Эффективные режимы вытеснения:

1. водонапорный

2. упруговодонапорный

3. замкнуто-упругий

4. газонапорный (режим «газовый шапки»)

II. Неэффективные режимы - режимы истощения

1. режим растворенного газа

2. гравитационный

Проявление того или иного режима обусловлено геологическими и искусственными факторами. Геологические факторы: геологическое строение пласта, его вещественный состав, коллекторские свойства, глубина залегания, температура и давление пласта, свойства нефти.

Искусственные факторы: характер размещения на залежи эксплуатационных и нагнетательных скважин, способ разработки залежи, темп отбора нефти и т.д.

О режиме залежи судят по изменению во времени дебитов скважин, пластовых давлений, газовых факторов, характеру продвижения пластовых вод.

1. Водонапорный режим (собственно водонапорный).

Основным источником пластовой энергии, заставляющей пластовый флюид перемещаться к забоям добывающих скважин является напор пластовых вод - контурных или подошвенных. Этот режим проявляется в залежах, приуроченных к водонапорным системам инфильтрационного типа. Эти системы имеют небольшие размеры и обширные области питания. Область питания расположена недалеко от залежи, на расстоянии 15-20 км. Пласты характеризуются хорошими коллекторскими свойствами и сложены в основном песчаными породами с пористостью 15-20% и проницаемостью до 500 мД (милли-дарси). Имеется хорошая гидродинамическая связь между залежью и областью питания. Воды имеют не высокую минерализацию, нефть характеризуется высокой подвижностью. Пластовые давления значительно превышают давления насыщения. Пластовые воды очень активны и, внедряясь в залежь, полностью замещают отобранный из нее объем нефти. В процессе разработки пластовое давление остается постоянным или постепенно снижается. Отборы нефти в течение длительного времени разработки остаются на одном уровне, газовый фактор постоянен. При перемещении контура нефтеноности происходит обводнение скважин. Это приводит к снижению добычи нефти. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме находится в пределах 0.7-0.8. См рисунок 19

Это самый эффективный режим. Создаваемый искусственно режим называется жестко-водонапорный.

2. Упруговодонапорный режим - основным источником пластовой энергии являются упругие силы жидкости (воды и нефти) и породы, при этом упругие силы воды преобладают. Этот режим проявляется в нефтяных залежах приуроченных к водонапорным системам значительных размеров. Областью питания систем элизионного типа является напор воды, который создается за счет выжимания воды из уплотняющих пород (см.рис.20).

Рис.20. Схема систем элизионного типа

Область питания систем инфильтрационного типа значительно удалена от залежей. Пласты характеризуется существенной неоднородностью, средними или ухудшенными коллекторскими свойствами. Воды сильно минерализованы и малоактивны. Между залежью и областью питания отсутствует хорошая гидродинамическая связь. Пластовое давление выше давления насыщения. Отобранный объем нефти в процессе разработки полностью не компенсируется. В связи с этим пластовое давление Р_пл постепенно снижается (см. рис. 21). Это главное отличие упруговодонапорного режима от собственно- водонапорного. Во всем остальном их геологопромысловые характеристики аналогичны.

Для обеспечения соответствующих отборов нефти необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт.



Рис. 21. Кривые эксплуатации залежи

3. Замкнутоупругий

Основной источник энергии - упругие силы пласта и насыщающих его флюидов. Этот режим проявляется в чистом виде в залежах, приуроченных к пластовым резервуарам, находящимся внутри пластичных пород. Это так называемые, тектонические или литологически экранированные залежи. Они характеризуются небольшими по размерам водонасыщенными зонами, отсутствием гидродинамической связи с областью питания. Пластовое давление значительно превышает давление насыщения Р_пл » Р_нас. Этот режим может проявляться в начальный период разработки крупных нефтяных залежей, когда происходит длительный процесс перераспределения давлений. В процессе разработки залежи пластовое давление Р_пл непрерывно сжимается, при этом темп снижения Р_пл зависит от темпа отбора нефти. Характерная особенность этого режима - это постоянство добычи нефти на единицу снижения пластового давления.

ДQi /ДPi=const

Количество жидкости, добываемой за счет упругих сил ДV_ж.определяется по формуле:

ДV_ж=в*VДP

где: V- объем залежи.

в*- коэффициент упругоемкости пласта, который определяется по формуле:

в*=mв_ж+ в_пор

в_ж- коэффициент объемной упругости жидкости

в_п- коэффициент объемной упругости породы

m- пористость породы.

Коэффициент нефтеотдачи ? залежи, при работе на этом режиме может достигать величины 0,5-0,7

Рис. 22. Кривые разработки залежи на замкнутоупругом режиме (по вертикали-все показатели разработки; по горизонтали - время разработки)

5. Газонапорный (режим газовой «шапки»)

Основной источник пластовой энергии - расширение свободного газа под большим давлением в газовой «шапке». Он проявляется в залежах, имеющих обширную газовую «шапку». Начальное пластовое давление Р₀ близко к давлению насыщения

Р_нас., т.е. Р₀? Р_нас



Рис. 23. Схема работы залежи на газонапорном режиме

Пластовые воды неактивны, в процессе разработки ВНК не перемещается, а перемещается ГНК вниз, т.е. происходит расширение газовой «шапки». В процессе разработки Р_пл непрерывно снижается, газовый фактор в течение длительного времени может оставаться неизменным, однако к концу разработки он резко повышается за счет того, что часть газа из нефтяной залежи перемещается в газовую «шапку».

Рис. 24. Кривые разработки залежи на газонапорном режиме

При некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой «шапке» может начаться перемещение нефти и нефтяной зоны пласта, в газовую «шапку». Это не желательно, т.к. нефть, смачивая сухие пески газовой «шапки» может быть безвозвратна потеряна. В связи с этим выпуск газа из газовой «шапки» недопустим. Коэффициент нефтеотдачи может достигать величины 0,5 - 0,7.

Режим растворенного газа

Основной источник энергии, заставляющие нефть перемещается в пласте к забоям эксплутационных скважин являются упругие силы растворенного в нефти газа. Этот режим проявляется в залежах, литологически ограниченных или тектонически экранированных. Пластовые воды обладают пониженной активностью. Коллекторские свойства пород низкие. Нефть имеет повышенную вязкость.

Непременное условие проявление режима начальное пластовое давление значительно ниже давления насыщения: Р₀«Р_нас. Этот режим может проявляться в залежах, работавших ранее в условиях водонапорного или упруговодонапорного режимов, но когда вследствие высоких темпов отбора нефти пластовое давление Р_пл упало ниже давления насыщения Р_нас.

В процессе разработки пластовое давление Р_пл неуклонно снижается. Годовые отборы нефти сначала возрастают, а затем падают. Газовый фактор сначала медленно, а затем резко возрастает. Достигнув максимального значения, он резко снижается.

Рис. 25. Кривые разработки залежи режиме растворенного газа

Выделяются две основные фазы проявления режима растворенного газа:

1. поршневое вытеснение нефти - это эффективная фаза.

2. извлечение нефти потоками газа.

Коэффициент извлечения нефти ?=0,1-0,3.

Гравитационный режим

Этот режим имеет место в пластах, истощенных в процессе разработки, когда иссекает действие других источников пластовой энергии.

При этом режиме нефти в пласте перемещается к забою скважины под действием силы тяжести самой нефти. Можно выделить 2 формы проявления этого режима:

1- напорно-гравитационная форма - имеет место в залежах, приуроченных к крутопадающим пластам (см.рис.26).

Рис. 26. Схема крутопадающих пластов

При этом если пласт характеризуется хорошими коллекторскими свойствами, то коэффициент нефтеотдачи ? может достигать значения 0,5 и выше.

2- режим со свободным зеркалом. Проявляется в полого залегающих пластах, когда высота залежи меньше толщины пласта. Скважины бурят таким образом, чтобы ее забой находился ниже уровня подошвы пласта. Под действием силы тяжести нефть из областей, прилегающих к скважине перетекает в зумпф, а оттуда откачивается на поверхность. Коэффициент нефтеотдачи ? невысок 0,05 - 0,1

Режимы газовых залежей

Основными источниками пластовой энергии в газовых залежах являются:

- напор пластовых вод.

- упругие силы воды и породы.

- упругие силы расширяющегося газа.

В зависимости от преобладающего источника энергии выделяют следующие режимы работы газовых залежей:

- водонапорный

- упруговодонапорный (упругогазо - водонапорный)

-газовый

1. Водонапорный режим

Основным источником энергии является напор контурных или подошвенных вод. Он имеет место в залежах, приуроченных к водонапорным системам инфильтрационного типа с активными пластовыми водами. Продуктивные пласты характеризуются хорошими коллекторскими свойствами. В процессе разработки вследствие компенсации отборов газа поступающими в пласт объемами воды пластовое давление остается постоянным Р_пл=const, а ГВК постепенно перемещается. В природе этот режим встречается очень редко (Дагестанские Огни).

2. Упругогазоводонапорый режим

Проявляется в залежах, в которых основным источником пластовой энергии являются силы упругости породы - коллектора, пластовых вод и самого газа. Такие залежи удалены от области питания и обычно имеют большие размеры. Продуктивные пласты характеризуются неоднородностью геологического строения. В процессе разработки Р_пл снижается, а ГВК медленно перемещается вверх.

3. Газовый режим

Проявляется в залежах, имеющих небольшие размеры, приуроченных к пластам выклинивающимся. Залежи литологически ограниченные или «запечатанные».

Этот режим может проявляться в залежах, ранее работавших на 1 и 2 режимах.

А так же в начальную стадию разработки и в тех случаях, кода вследствие высоких темпов отбора газа пластовые воды не успевают компенсировать отборы газа. В этом случае основным источником пластовой энергии является энергия самого расширяющегося газа.

В процессе разработки пластовое давление Р_пл снижается, при этом количество газа, добытого - на единицу падения давления - есть величина постоянная. ГВК не перемещается.



Рис. 27. I - Газовый режим; II- Упругогазоводонапорный

Для оценки работы газовой залежи используют коэффициент возмещения - отношение объема воды, внедряющейся в залежь к объему извлеченного газа в пластовых условиях.

Пример: Из пласта с пластовым давлением Р_nv = 100 ат в течении года отобрали 100 млн. м³ газа, в пластовых условиях это составит 1 млн. м³. В залежь поступило 50 тыс. м³ воды. Отсюда, коэффициент возмещения равен

Кв=5*10⁴/ 1*10⁶=0,05 или 5%

Обоснование режимов работы нефтяных и газовых залежей

Обоснование режимов должно быть комплексным и опираться на информацию по изучению геологического строения региона, пласта, его коллекторских свойств и насыщающих его флюидов.

Обязательно изучается законтурная область пласта, химический состав вод, динамика вод, температурный режим.

Производится оценка запасов упругой энергии и оценивается пьезопроводность системы.

Обязательны промысловые исследования скважин на различных режимах, составляются индикаторные кривые. Приводятся результаты пробной эксплуатации залежи, выражающиеся в изучении зависимости дебита скважин от забойного давления УQ_н=f(Р) или депрессии на пласт Q_н=f(ДP). Определяются начальные и текущее пластовые давления. Составляются кривые эксплуатации для определенных скважин и пласта в целом. Комплексная обработка этих материалов дает возможность оценить начальный и текущий режимы пласта.

геологический промысловый углеводородный месторождение



Раздел 2 «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата»

Глава 1. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов

Запасы и ресурсы нефти и газа используются для составления планов развития отдельных регионов страны.

Информация о запасах и ресурсах используется для расширения и развития отраслей экономики.

Запасы - это масса нефти и конденсата и объем газа в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах.

Ресурсы - это масса нефти и конденсата и объем газа в предполагаемых залежах, еще не вскрытых бурением.

Подсчет запасов и оценка ресурсов производится в т.н. стандартных условиях, а именно при Р = 0,1 МПа и Т = 20 єС.

Классификация запасов нефти и горючих газов, а так же перспективных и прогнозных ресурсов является нормативным документом, устанавливающим единые для России принципы подсчета и учета углеводородного сырья.

По степени изученности запасы нефти и горючих газов подразделяются на следующие категории:

- А, В, С₁ - разведанные запасы

- С₂ - предварительно оцененные.

Ресурсы нефти и горючих газов по степени обоснованности подразделяются на категории:

- С₃ - перспективные ресурсы

- Д₁ Д₂ - прогнозные ресурсы

Грань между запасами и ресурсами - факт установления наличия нефти или газа.

В действующей классификации запасов и ресурсов выделяется также:

- балансовые запасы - это запасы, которые в настоящее время подлежат разработке.

Среди балансовых запасов выделяют:

- извлекаемые запасы - это часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр в процессе разработки залежи при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии добычи.

Кроме балансовых выделяются еще - забалансовые запасы - это запасы, разработка которых в настоящее время экономически нецелесообразна (либо по техническим, либо по технологическим причинам, либо в зависимости от экономической ситуации в стране), но в данной ситуации в перспективе они рассматриваются как объект добычи.

Категории запасов

Категория запасов А - это самая высокая категория. Она включает запасы залежи или ее части, которые разведаны с детальностью, позволяющей получить полное представление о самой залежи, о породе-коллекторе и насыщающих флюидах. Залежь находится в разработке. При этом площадь залежи, относимая к категории А₁ должна быть полностью разбурена в соответствии с утвержденным проектом разработки залежи.

Категория В - это запасы залежи или ее части с достоверно установленной нефтегазоносностью по данным опробования скважин на различных гипсометрических отметках.

Имеются достоверные сведения о пласте-коллекторе и насыщающих его флюидах.

Залежь разбурена в соответствии с технологической схемой разработки или проектом опытно-промышленной разработки нефти или проектом ОПЭ (опытно-промышленной эксплуатации) газовой залежи.

Категория С₁ - это запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена в отдельных скважинах по данным бурения и опробования. В отдельных скважинах могут быть получены благоприятные показатели нефте-газоносности по результатам геологических и геофизических исследований.

Объем исходной информации должен быть достаточным для составления технологической схемы разработки нефти или проекта опытно-промышленной разработки залежи газа.

Категория С₂ - предварительно оцененные запасы - подсчитываются и учитываются по залежам, изученным геологическими и геофизическими методами исследования. К этой категории относятся:

- запасы в неразведанных частях залежи, которые примыкают к запасам более высоких категорий

- запасы в промежуточных и вышележащих пластах известного месторождения, которые в процессе бурения скважин не были опробованы.

Категория С₃ - ресурсы оцениваются в отдельных пластах, расположенных ниже пластов с установленной промышленной нефтегазоносностью на известных месторождениях. К этой же категории относятся ресурсы в пластах, расположенных в пределах структур вблизи известных месторождений.



Д₁ - прогнозные ресурсы в нефтегазоносных комплексах, приуроченных к крупным геотектоническим элементам, с уже доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Д₂ - прогнозные ресурсы в литолого-стратиграфических комплексах, расположенных в пределах крупных тектонических элементов с еще не доказанной нефте- или газоносностью.

Методы подсчета запасов нефти

Объемный метод - это универсальный метод подсчета запасов нефти. Он применяется на любой стадии изученности месторождения и при любом режиме пласта.

Сущность метода - заключается в определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

Запасы нефти определяются по формуле:

Q₀= F h m Кн с_н и [млн*т]

Где

- F - площадь залежи в пределах внешнего контура нефтегазоносности, м², которая определяется на подсчетном плане планиметром. Подсчетный план - это структурная карта по кровле продуктивного пласта, на которой нанесены внешний и внутренний контуры нефтеносности, скважины различных категорий, границы категорий запасов.

- h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м.



При подсчете запасов используется среднее значение толщины, определяемое как средневзвешенная величина по площади на карте изопахит.

h= f₁h₁+f₂h₂+…f_nh_n =Уf_nh_n

f₁+f₂+…f _n f_n

- f₁ f₂…f_n - площади между соседними изопахитами, м².

- h₁ h₂ - среднее значение толщины пласта между соседними изопахитами, м.

- m - коэффициент открытой пористости. Определяется по результатам анализа керна в лаборатории методом насыщения. При подсчете запасов в формуле используется среднее значение пористости, вычисляемое как средне-арифметическая величина, либо как средневзвешенная по площади, если установлена закономерность изменения этого параметра в пределах залежи. Выражается в долях единицы (д.е.)

- К_Н - коэффициент нефтенасыщенности - доля порового пространства, насыщенная нефтью. Определяется косвенным путем через К_В.

К_Н = 1 - К_В К_В + К_Н = 1

К_В - определяется на образцах керна, отобранного из продуктивного горизонта в скважинах, бурение которых проводилось с применением промывочных жидкостей на нефтяной основе.

К_В определяется также геофизическими методами.

с_Н - плотность нефти в стандартных условиях, определяется по результатам анализа устьевых проб нефти в стандартных условиях. Могут быть использованы глубинные пробы, но пересчитанные в стандартные условия. с_Н [кг/м³]

и - пересчетный коэффициент - учитывает изменения объема нефти при ее извлечении из залежи.

и = 1/b b = Vпл/Vст>1

b - определяют по результатам анализа глубинных пробпластовой нефти.

Его также рассчитывают по данным о фракционном составе газа, либо по данным о плотности газа по воздуху.

Метод материального баланса

Его сущность - принцип сохранения материи. Количество нефти, содержащейся в залежи до начала разработки равняется количеству извлеченной нефти + количество нефти, оставшейся в залежи на любую дату разработки.

Q₀ = Q_ИЗВ + Q_ОСТ

Залежь нефти рассматривается как единая гидродинамическая система, либо изолированные друг от друга поля и блоки. Метод достоверен, когда дренируется весь объем залежи.

Статистические методы подсчета запасов нефти

Они основаны на изучении закономерностей изменения во времени основных технологических параметров разработки залежи: дебетов скважин, обводненности продукции.

Также изучаются зависимости между накопленной добычей нефти и жидкости, накопленной добычи и обводненности продукции и т.д.

В любом случае изучается закон изменения параметров разработки залежи и путем экстраполяции до конечных экономически рентабельных условий определяются извлекаемые запасы нефти. Извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:

Q_ИЗВЛ = Q₀·з

з - зависит от режима работы залежи, свойств нефти и пластовых вод, коллекторных свойств пласта, условий разработки залежи.

Методы подсчета запасов газа.

Запасы свободного газа рассчитываются:

- объемным методом

- по падению пластового давления.

Объемный метод - аналогичен объемному методу подсчета запасов нефти, однако формула несколько отличается по причине разных фазовых состояний газа и нефти:

V₀=F h K_п K_г P₀ б₀ f/P_стб_ст

где,

- F - площадь залежи в пределах внешнего контура газоносности, м²

- h - эффективная газонасыщенная толщина пласта, определяется аналогично нефтенасыщенной толщине, м.

К_П - коэффициент открытой пористости.

К_Г - коэффициент газонасыщенности.

(Р₀·б₀)/(Р_СТ·б_СТ) - поправка на давление

Р_СТ - 0,1 МПа

Р₀ - начальное пластовое давление

Р₀ = Р_УСТ·е^{1293·Н·с·10^-9}

Р_УСТ - давление на устье скважины, МПа

Н - глубина залегания залежи, м

с_Т - плотность газа по воздуху

б₀ - поправка на отклонение УВ газов по закону Бойля-Мариотта

б₀ = 1/z₀

z₀ - коэффициент сжимаемости пластового газа, определяется путем анализа проб в лаборатории.

PV=RNT - закон Бойля-Мариотта для идеальных газов

PV=RNTZ- для реальных газов

Z = (PV)/(RT) - для 1 кг газа

Z рассчитывается:

- по фракционному составу газа

- по данным о приведенных псевдокритических давлениях и температурах, которые рассчитываются по фракционному составу газа с учетом термобарических условий в залежи.

T_R - приведенная псевдокритическая температура

Балансовые запасы газа V₀ определяют по формуле:

V₀ = Q₀·r V₀ = Q₀·r_p

Q₀ - балансовые запасы нефти,

r - газосодержание пластовой нефти,

r₀ - средний промысловый газовый фактор, м³/т

r_р=УV_г [м³/т;м³/м³]/УQ_н

б_СТ - коэффициент сжимаемости природного газа в стандартных условиях (Р_СТ, t_СТ)

f - поправка на температуру

f=Т_ст = 273+20 = 293 ; ⁰С

Т_пл 273+t_пл 273+t_пл

Запасы подсчитываются по формуле:

V_ИЗВЛ = V₀·з_Г

V_ИЗВЛ - извлекаемые запасы

V₀ - балансовые запасы

з - коэффициент извлечения газа з?0,4-0,9

Подсчет извлекаемых запасов газа по падению пластового давления

Метод применяется для залежей, разработка которых происходит в условиях газового режима. Метод основан на изучении закономерности изменения пластового давления Р_ПЛ и накопленной добычи газа в процессе разработки.

Предположим, что на какую-то дату из залежи извлечь Q₁ объема газа. Давление при этом составляет Р₁. На вторую дату извлечь Q₂ объемов газа и давления снизилось до Р₂. Можно рассчитать количество газа, добываемого на единицу снижения давления.

Если залежь работает в условиях газового режима, то в дальнейшем эта величина удельная (добыча газа остается постоянной).

Q₁ Ї P₁

Q₂ Ї P₁

Q₂-Q₁/P₁-P₂=const

Если экстраполировать прямолинейный участок зависимости ?Q_Г = f(Pб) до граничных условий - Р_ПЛ, то можно получить (рассчитать) конечную накопленную добычу газа, т.е. извлекаемые запасы.

V_извл= Q₂-Q₁ [Р₀б₀-Р_кб_к]/Р₁б₁-Р₂б₂

Р_К - конечное давление в залежи.

Р_к = 0,1·е^{1293·Н·сг·10^-9}

0,1 МПа - давление на устье скважины + давление столба газа е^{1293·Н·сг·10^-9}

б_К - поправка на отклонение УВ газов от законов идеальных газов, рассчитанных по уравнению Бойля-Мариотта рассчитанной при Р_К.

Извлекаемые запасы газа могут быть рассчитаны с использованием графика разработки залежи. Для подсчета запасов газа можно использовать только прямолинейный участок.

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, независимо от режима работы залежи подсчитываются:

V₀ = Q₀·r V₀ = Q₀·r_P

V₀ - балансовые запасы газа

Q₀ - балансовые запасы нефти

r - газосодержание пластовой нефти, м³/т

r_P - средний промысловый газовый фактор, м³/т

r_р=УV/УQ_н

Извлекаемые запасы газа, растворимого в нефти при P_пл>P_нас.

V_изв=Q_извл r или V_изв=Q_извл r_р

Если Рпл<Pнас (режим растворенного газа)

V_изв=Q_извл r₀ - Q_извл b₀ Рк…

V_иQ_извл- не извлекаемые запасы нефти к концу разработки.

r₀ - кол-во газа, растворенного в нефти при Р₀.

r_к - кол-во газа, растворенного в нефти при Р_к.

b₀ - начальный объемный коэффициент пластовой нефти при Р₀.

b₀ =V_пл/V_ст

Для подсчета конденсата в газоконденсатной залежи пользуются формулой.

Q_ок =V_ср*

Q_ок - начальные балансовые запасы конденсата.

V₀ - начальные балансовые запасы газа.

g - содержание стабильного конденсата в газе.



Раздел 3. Геолого-промысловое обеспечение разработки залежи нефти и газа

В настоящее время месторождения нефти и газа разрабатывается по научно-обоснованным проектным документам. Они составляются на основе результатов геолого-разведочных работ и пробной эксплуатации залежей.

Разработка нефтяных и газовых месторождений - это комплекс технических и технологических мероприятий, направленных на извлечение углеводородов из продуктивных пластов.

Залежи разрабатываются с помощью и посредством добывающих скважин. Кроме них на залежь пробурены нагнетательные, наблюдательные, контрольные скважины. Все они составляют единую систему, обеспечивающую рациональную разработку залежи. Рациональная разработка залежи обеспечивает максимальное извлечение углеводородов и сопутствующих компонентов из недр в кратчайший срок при минимальных затратах с соблюдением мероприятий по охране недр и окружающей среды.

Как правило, рассчитывается несколько вариантов разработки залежи нефти или газа. Затем по результатам геолого-экономического анализа этих вариантов выбирается рациональный вариант.

Например в таблице приведены 3 варианта разработки залежи. Вне конкретных геолого-экономических условий ни один из этих вариантов не является рациональным и в то же время любой из них может быть рациональным в зависимости от экономических условий региона (см. пример таб.3)

Таблица 3

Вар	Кол-во скв	Ст-сть млн. руб.	Годы экспл.
1	100	100	10
2	50	50	20
3	25	25	40



Различают системы разработки месторождений в целом и отдельных горизонтов.

Глава 1. Основные принципы разработки многопластовых месторождений

Известны 3 основные системы разработки многопластовых месторождений.

1. сверху-вниз

2. снизу-вверх

3. комбинированная

Система «сверху-вниз» - разбуривание и введение в разработку месторождения начинается с верхнего горизонта, открытого первым. После окончания разработки этого горизонта разрабатывается и вводится в разработку следующий горизонт, залегающий ниже. На каждый продуктивный горизонт бурится своя серия скважин. Эта система применялась на заре развития нефтегазодобывающей отрасли, когда бурение осуществлялось ударно-канатным способом, а стенки скважин не крепились (см. рис. 28) Сейчас эта система не применяется.

Рис. 28. Система «сверху-вниз»

Система «снизу-вверх»

Сущность системы заключается в том, что вышележащие продуктивные горизонты вводятся в эксплуатацию после полного разбуривания и извлечения углеводородов из нижележащих горизонтов. При этой системе необходимо предварительное проведение разведочных работ, освещающих всю нефтеносную свиту. Эта система может быть применена при следующих условиях:

1. нижний - базисный горизонт должен находиться на глубине технически доступной для массового бурения эксплуатационных скважин;

2. количество и качество нефти базисного горизонта должно соответствовать плановым заданиям по добыче нефти;

3. базисный горизонт должен быть достаточно разведан и оконтурен;

Комбинированная система разработки

При комбинированной системе разработки продуктивный разрез месторождения подразделяется на этажи разработки и эксплуатационные объекты.

Эксплуатационный объект - это один или несколько пластов, которые эксплуатируются скважиной одновременно (совместно).

Этаж разработки - это один или группа эксплуатационных объектов (ЭО) разрабатываемая отдельной серией скважин. Серия скважин - это количество скважин, пробуренных на данный этаж разработки.

При разбивке нефтеносной свиты на этажи разработки необходимо руководствоваться следующими положениями:

1. в пределах нефтеносной свиты выделяются не более 3-х этажей разработки;

2. этаж разработки должен быть выбран таким образом, что бы производительность самого нижнего - базисного пласта - была значительно больше таковой вышележащих - возвратных объектов в этом этаже.

При совмещении пластов в один эксплуатационный объект (ЭО) необходимо придерживаться следующих положений:

- качество нефти с технологической точки зрения должно быть одинаковым.

- литолого-физические свойства пластов (пористость, проницаемость, вещественный состав) должны быть сходными;

- энергетические свойства пластов, режим их работы, пластовые давления должны быть сходными;

- геолого-промысловые показатели совмещаемых пластов должны быть сходными;

Не рекомендуется совмещать безводный нефтяной пласт с пластом, содержащим нефть и воду. Нецелесообразно совмещать высокодебитный пласт с низкодебитным.

Важной задачей при разработке многопластовых объектов является широкое применение одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов одной скважиной.

Высокодебитные пласты с крупными запасами газа должны разрабатываться обособленно.

Газовые залежи с нефтяными оторочками промышленного значения могут быть объединены с другими газовыми залежами после извлечения из них основных запасов нефти.

Глава 2. Системы разработки отдельного эксплуатационного объекта (ЭО)

Основные элементы системы разработки отдельного ЭО следующие:

1. Размещение добывающих и нагнетательных скважин на залежи (форма сетки скважины и расстояние между ними).

2. Темп и последовательность ввода скважин в эксплуатацию.

3. Метод воздействия на пласт.

1. Форма сетки расположения скважин

Применяются равномерные и неравномерные формы сетки расположения скважин. При равномерной сетке расположения скважин выделяют треугольную сетку - скважины располагаются в вершинах треугольников Д, и квадратную - скважины располагаются в вершинах квадратов ?.

При разбуривании залежи по треугольной сетке Д дренированием охватывается 91% площади залежи, по квадратной сетке ?- 79,9%.

Однако при треугольной сетке количество скважин возрастает на 15%.

Равномерные сетки расположения скважины применяются при разработке залежей работающих на режиме растворенного газа.

При разработке большинства залежей, работающих на упруго-водонапорном, собственно - или искусственно жестко-водонапорном режимах, применяют неравномерные сетки, располагая скважины рядами параллельно контуру нефтеносности (внешнему или внутреннему).

В соответствии с проектными документами в Российской Федерации принята следующие схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин: 900*1100 м или 400*400 м. В США схема размещения добывающих и нагнетательных скважин: 200*600 м.

Расстояние между скважинами зависит от многих факторов: глубина залегания пласта, его коллекторские свойства, режим пласта.

На основании практических наблюдений применяются следующие расстояния между скважинами: в Бакинском районе 107-180м, в Грозненском 150-200м, Урало-Поволжье - до 250м. С глубиной нахождения залежей расстояние увеличивается до 500-1000м.

При батарейной расстановке скважин на месторождениях Урало-Поволжья принимают расстояние между скважинами 400-500м и 500-600м между рядами батарей.

Расстояние между скважинами на газовых месторождениях значительно больше - 1000-1500м.

2. По темпу ввода скважин в эксплуатацию выделяются системы разработки (см. рис. 29):

- сплошная

- замедленная

Рис. 29. Системы разработки

При сплошной системе - все скважины бурятся одновременно и одновременно вводятся в эксплуатацию. Интервал ввода скважин в эксплуатацию не более 1-2 года.

Замедленная система - это разбуривание пласта растягивается на срок более 2-х лет. Замедленная система разработки пласта в зависимости от порядка ввода скважин в эксплуатацию может быть сгущающейся или ползущей. При сгущающейся разработке пласт разбуривается очередными группами скважин согласно принятому плану. Первая очередь скважин располагается на больших расстояниях друг от друга по всему пласту, а последующие группы скважин проектируются между ними на все уменьшающихся расстояниях вплоть до полного разбуривания пласта согласно принятой конечной плотности сетки.

При ползущей системе разработка залежи начинается с какого-либо участка. Скважины ставятся согласно принятой по проекту плотности, а затем эти ряды наращивают в нужном направлении. Ползущая система может осуществляться:

- вверх по восстанию _ - скв-ны 1 очереди

- вниз по падению ? - скв-ны 2 очереди

- по простиранию Д - свк-ны 3 очереди

Рис. 30. Расположение скважин при ползущей системе разработки

При выборе систему разбуривания залежи и ввода скважины в эксплуатацию основную роль играют геологические условия ее залегания.

Если залежь приурочена к однородному высокопродуктивному пласту - то наиболее рациональной является сплошная система. Если залежь приурочена к неоднородным пластам со сложным геологическим строением и осложнена разрывными нарушениями, то более рациональной будет замедленная система со сгущающимся порядком бурения скважин. Сначала залежь разбуриваем по редкой сетке, а затем сгущают до проектной плотности сетки.

Для крупных месторождений применяется сгущающаяся и ползущая системы.

Если залежь работает на водонапорном режиме, то наиболее рациональной является система ползущая вверх по восстанию: - пока ВНК дойдет до 2_го пласта, залежь будет разбурена.

При режиме газовой «шапки» рациональной является система «ползущая вниз по падению». Если не возможно охватить всю площадь месторождения - рациональной является система ползущая по простиранию.

Глава 3. Системы разработки нефтяных залежей с поддержанием пластового давления

В настоящее время для поддержания пластового давления (ППД) - применяется закачка воды или газа в продуктивный пласт. Поддержание пластового давления (ППД) путем закачки воды в пласт осуществляется по 3 основным схемам:

- законтурное заводнение

- приконтурное заводнение

- внутриконтурное заводнение.

Законтурное заводнение применяется в случае, когда имеется хорошая гидродинамическая связь между залежью и водонасыщенной частью пласта. Нагнетательные скважины располагаются в водонасыщенной части пласта на некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности (см.рис.31). Наибольший эффект этот вид заводнения имеет в залежах небольших размеров, когда на каждом крыле может быть расположено не более 3х рядов добывающих скважин.

Рис. 31. Законтурное заводнение. Д-нагнетательные скважины; _-эксплутационные скажины

Приконтурное заводнение применяется в случае отсутствия хорошей гидродинамической связи между залежью и законтурной областью. Отсутствие этой связи обусловлено ухудшением коллекторских свойств в законтурной части.

Это резко снижает поглотительную способность законтуриных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. В этом случае нагнетание воды осуществляется в приконтурную часть пласта, располагая нагнетательные скважины у края нефтяной залежи, где проницаемость выше (см. рис. 32).

Внутриконтурное заводнение применяется при разработке нефтяных залежей, имеющих большие размеры, а использование лишь законтурного заводнения не может предотвратить падения давления на всей площади залежи.

Рис. 32. Схема приконтурного заводнения залежи

В этом случае ряды нагнетательных скважин располагаются непосредственно в нефтяной части залежи. Рядами нагнетательных вся залежь разрезается на отдельные участки, которые разрабатываются самостоятельно. Такая система разработки позволяет существенно сократить срок разработки залежи.

При разрезании очень крупных залежей следует в первую очередь отрезать водоплавающую часть залежи (приконтурную зону). Нагнетательные скважины проектируются вдоль внутреннего контура нефтеносности. Разработку отрезанной водоплавающей части следует производить по специальному проекту. Отрезанную центральную часть залежи целесообразно разрабатывать с применением центрального внутриконтурного заводнения. С расположением в центре залежи кольца нагнетательных скважин, охватывающего не более 5% всей площади. Такая система разработки (предложена В.Н. Щелкачевым) и используется для пласта с низкой проницаемостью в законтурной и приконтурной частях. При хорошей проницаемости в законтурной части центральное внутриконтурное заводнение применяется в комбинации с законтурным заводнением (см. рис..

В тех случаях когда пласты характеризуются низкими коллекторскими свойствами и значительной неоднородностью, применяется площадное заводнение. Всю площадь залежи покрывают равномерно расположенными добывающими и нагнетательными скважинами.

а) центральное внутриконтурное заводнение (по В.Н. Щелкачеву);

б) разрезание залежи рядами на отдельные участки

в) блоковое заводнение - ряды нагнетательных скважин располагаются параллельно и залежь разрезается на полосы, между которыми не более 5 рядов добывающих скважин

г) сводовое заводнение - при этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются в сводовой части структуры;

Рис. 33. Внутриконтурное заводнение



Выделяют несколько схем расположения скважин (см.рис. 34):

1. 4-х точечная система

2. 5-ти точечная

3. семиточечная

4. 9-точечная

5. линейная система

Рис. 34. Схемы расположения скважин при площадном заводнении

Барьерное заводнение - применяется при совместной разработке частей нефти и газа. Вода закачивается в нагнетательные скважины расположенные в зоне газо-нефтяного контакта (ГНК) - создается водяной барьер между нефтяной и газовой частями залежи и появляется возможность одновременной эксплуатации газовой и нефтяной частей залежи, но при этом необходим строгий контроль за положением газонефтяного контакта (см.рис. 35)

Рис. 35. Схема барьерного заводнения



Очаговое заводнение - закачка воды осуществляется на отдельных участках залежи. Из числа добывающих высокодебитных скважин выбираются скважины, в которые производится закачка воды (см. рис. 36).

Рис. 36. Схема очагового заводнения

Избирательное заводнение - при этом методе заводнения нагнетательные скважины закладываются в пределах залежи в зонах наилучшего развития коллекторских свойств эксплуатационного объекта. Применяется этот метод заводнения при разработке залежей, приуроченных к нефтегазоносным пластам с низкими коллекторскими свойствами. Вся площадь залежи разбуривается скважинами по равномерной сетке. Все скважины вводятся в эксплуатацию. Затем наиболее продуктивные действующие скважины переводят в категорию нагнетательных.

Разработка нефтяных залежей с закачкой газа в пласт

Закачку газа в пласт с целью поддержания пластового давления (ППД) осуществляют в случаях:

1. залежь имеет обширную газовую «шапку» и работает на газонапорном режиме.

2. при нехватке воды, но имеется в избытке природный газ. Газ закачивается в сводовую часть залежи через 1-2 нагнетательные скважины. Если газовая «шапка» отсутствует - ее создают искусственно. Этот метод эффективен при высоких коллекторских свойствах пласта и при углах падения пород более 12-15° (см. рис. 37).



Рис. 37. Разработка нефтяных залежей с закачкой газа в пласт

Вторичные методы добычи нефти

Методы закачки воды или газа в пласт в начальный порид разработки залежи называется методами поддержания пластового давления (ППД).

Методы воздействия на истощенные пласты в поздний период разработки залежи путем закачки воды или газа в пласт называются вторичными методами добычи нефти.

Из вторичных методов наибольшие распространение получила площадная закачка воды или газа в пласт. При этом используются 5 или 7 точечные схемы расположения скважин (см. рис 38).

При закачке воды

Рис. 38. Вторичные методы добычи нефти

_-добывающие; Д-нагнетательные скважины

При закачке газа - схема обратная

Широко применяются линейные схемы (см.рис. 34).



Глава 4. Методы интенсификации добычи нефти

Это методы воздействия на призабойную зону скважин с целью увеличения их производительности. Выделяют следующие методы:

1. Солянокислотная обработка призабойной зоны пласта (ПЗП). Применяется для повышения производительности скважин, вскрывших карбонатный или гранулярный с карбонатным цементом продуктивный пласт.

2. Термокислотная обработка - это использование подогретой соляной кислоты. Иногда в процессе эксплуатации смолы и асфальтены забивают устье скважины. Чтобы это предотвратить призабойную зону обрабатывают горячей кислотой это и называется термокислотной обработкой.

Если продуктивный пласт с глинисто-карбонатным цементом, то применяется смесь плавиковой - HF - и соляной - HCl -кислот. Соляная кислота взаимодействует с карбонатной составляющей цемента, а плавиковая - с глинистой. Такая обработка забойной зоны скважины называется глинокислотной или грязекислотной.

Для улутшения качества обработки призабойной зоны кислоту закачивают под большим давлением. Это делают при очень низких коллекторских свойствах пласта. Закачка под большим давлением способствует проникновению кислот на большие расстояния от забоев скважин.

3. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Применяется для изучения проницаемости призабойной зоны пласта крепких хорошо сцементированных пород - коллекторов. С этой целью на забое скважины цементированными агрегатами (ЦА) создается давление превышающее горное давление. Это приводит к разрыву сплошности породы и образованию сети трещин. Для предотвращения смыкания образовавшихся трещин в скважину закачивают грубозернистый песок. Затем давление снижают и скважину пускают в эксплуатацию. Этот способ применяется и в карбонатных коллекторах. Здесь в качестве жидкости гидроразрыва может быть использована соляная кислота HCl. Она проникает во вновь образованные трещины, взаимодействует с породой, в результате чего образуются каверны, новые трещины и проницаемость породы увеличивается.

4. Гидропескоструйная перфорация

Этот метод применяется в случае, когда вследствие образования каверн в процессе бурения скважины создаются большие толщины цементного камня. На забой скважины спускается специальное устройство с отверстием малого диаметра. Затем в колонну через НКТ закачивают жидкость с крупнозернистым кварцевым песком. Выходя из отверстия малого диаметра под большим давлением и высокой скоростью абразивный материал прорезает обсадную колонну и на значительное расстояние (несколько метров) внедряется в пласт, увеличивая проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП).

5. Обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Применяется в том случае, когда в процессе бурения скважины или при ремонтных работах фильтрационные свойства коллектора ухудшены промывочной жидкостью. Тогда призабойная зона пласта ПЗП промывается водными растворами поверхностно-активными веществами (ПАВ). Это очищает забой от воды и глинистых частиц.

6. Тепловая обработка призабойной зоны пласта (ПЗП)

Применяется для удаления с забоя скважин выпавших из нефти твердых частиц: смол, асфальтенов, парафинов. Применяется термохимическая обработка и различные нагреватели: электрические, газовые, обработка забоев скважин горячей нефтью или перегретым паром.

7. Торпедирование скважин

Используется для создания в призабойной зоне пласта сети трещин. Для этого на забой спускается торпеда (заряд взрывчатых веществ (В.В.)) и производится взрыв в интервале перфорации. Ударная волна распространяется в пласте, образуя сеть трещин. Создание ударной волны может быть осуществлено также следующим образом: в скважину на троссе спускается баллон, в котором глубокий вакуум. С помощью цементировочного агрегата (ЦА) создается высокое давление, баллон разрушается и жидкость из ПЗП устремляется в зону вакуума, при этом призабойная зона очищается от глинистых частиц и воды.

Новые методы повышения нефтеотдачи пластов

1. Закачка газа высокого давления (ГВД)

Этот метод применяется при разработке залежей нефти, расположенных на глубинах более 2,5 - 3,0 км. В нагнетательную скважину закачивается сухой газ (метан) под давлением, превышающем гидростатическое давление. Сухой газ оттесняет нефть от забоя, однако всю нефть оттеснить он не может и оставшиеся легкие фракции нефти (гексан и выше) испаряются и растворяются в газе. Таким образом, создается зона смешивающегося вытеснения. В этой зоне нет резкого перехода от газовой фазы к жидкой - это улучшает процесс вытеснения нефти. Эта зона под действием закачки сухого газа продвигается по пласту к забоям добывающих скважин.

2. Закачка в пласт сжиженного нефтяного газа

Если пластовое давление меньше Рпл 26 - 30,0 МПа, то зона смешивающегося вытеснения создается путем закачки в пласт сжиженного нефтяного газа, образованная оторочка сниженного газа проталкивается по пласту сухим газом. Этого же можно достичь при закачке в пласт жирного газа, насыщенного бутано-этановой фракцией.

3. Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

Применяется при разработке залежей высоковязких тяжелых нефтей, где использование традиционных методов нефтеотдачи эффекта не дает.

См рис.39 нарисовать x-скважина зажигательница

В ней с помощью специального устройства нефть в пласте поджигается. Горение в пласте поддерживается путем непрерывной подачи воздуха. Фронт горения непрерывно перемещается в сторону добывающих скважин. При этом сгорают 10-15% наиболее тяжелых компонентов нефти. Температура в пласте повышается при этом снижается вязкость нефти и в пласте образуется оторочка смешивающегося вытеснения. За счет высокой температуры в пласте образуется перегретый пар. При достаточном количестве пластовой воды продукты горения (СО₂,СО) в ней растворяются и образуются карбонизированная вода.

В совокупности все эти элементы способствуют существенному увеличению нефтеотдачи пластов.

Глава 5. Геологические основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений

Проектирование разработки, процесс разработки носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются следующие:

1. проект пробной эксплуатации залежи, скважин.

2. технологические схемы опытно - промышленной разработки (для газа - эксплуатации).

3. технологические схемы разработки.