1. Физическое состояние углеводородов при различных условиях в
залежи.Классификация залежей углеводородов.
2. Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений.
Рациональная система разработки.
3. Технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Основные
технико-экономические показатели разработки месторождений нефти и
газа. Факторы, влияющие на основные ТЭП разработки.
4. Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах.
5. Пластовая энергия. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в
продуктивном пласте.
6. Естественные режимы работы залежей нефти и газа: водонапорный и
упруговодонапорный. Характеристики эксплуатации пласта при данных
режимах.
Энергия в естественных режимах работы залежей расходуется на совершение
работы по перемещению жидкости в пласте и подъему их на поверхность.
Под режимом работы пласта понимается проявление доминирующей силы.
Знание режима необходимо для правильного проектирования рациональной
системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью
достижения максимальных коэффициентов извлечения нефти и газа.
В зависимости от того, какой источник пластовой энергии преобладаю,
формируется определенный режим работы пласта.
Существует пять основных режимов работы залежей:
1. Жестководонапорный ЖВНР;
2. Упруговодонапорный УВНР;
3. Газонапорный (режим газовой шапки) РГШ;
4. Режим растворенного газа РРГ;
5. Гравитационный режим ГР;
Деление на режимы весьма условно, т.к. при разработке применяют смешанные
режимы.
Жестководонапорный режим.
Основные благоприятные факторы формирования ЖВНР:
• Близость залежей и области питания водонапорного комплекса (например, к
выходам пласта на дневную поверхность);
• Большие гидравлические уровни;
• Пластовое давление выше давления насыщения (РПЛ >> РНАС).
Вода, поступающая в пласт, полностью идет на замещение отобранной жидкости.
Динамика основных показателей разработки нефтяного пласта при ЖВНР.
Газ не успевает выделяться.
Пластовое давление стабилизируется при поддержании добычи нефти на
достигнутом уровне по мере поступления воды в залежь. Пластовое давление зависит
от годовых отборов жидкости. Газовый фактор постоянен до уменьшения пластового
давления ниже давления насыщения. КИН – до 0,5-0,7.
Естественный ЖВНР труднорегулируем, поэтому наиболее эффективен
искусственный.
Упруговодонапорный режим УВНР (встречается чаще).
Пластовое давление выше или равно давлению насыщения (РПЛ ≥ РНАС). Здесь
гидравлическая связь затруднена. Характерен для начальных периодов разработки.
Динамика основных показателей разработки нефтяного пласта при УВНР.
При данном режиме пластовое давление уменьшается непрерывно при
стационарном отборе, т.е. пластовое давление зависит как от текущих, так и от
суммарных отборов жидкости из пласта. КИН – до 04-05.
Для обеспечения соответствующих отборов необходимо применение
мероприятий по ППД.
7. Естественные режимы работы залежей нефти и газа: газонапорный режим,
режим растворенного газа, гравитационный режим. Характеристики
эксплуатации пласта при данных режимах.
Газонапорный режим (режим газовой шапки).
Источник энергии – давление сжатого газа в газовой шапке.
Благоприятные факторы:
• Высокоамплитудные складки с высокими ФЕС, с большим этажом газоносности;
• Неактивные законтурные воды;
• Непосредственный ГНК;
Динамика основных показателей разработки по РГШ
Объем газовой шапки увеличивается за счет уменьшения объема пласта, ранее
занятого нефтью.
Эффективного РГШ зависит от размеров газовой шапки, от коллекторских
свойств пласта и характера структуры.
В зависимости от состояния давления в газовой шапке выделяют упругий и
жесткий газонапорный режимы.
Если объем газовой шапки значительно превышает объем нефтяной части залежи
и в процессе разработки не меняется, то такой режим называют жестким газонапорным.
В противном случае – упругим.
Режим растворенного газа.
Источник – давление газа в растворенном виде. По мере снижения пластового
давления газ переходит в свободную форму, в результате газонефтяная смесь движется
к забою скважины.
Динамика основных показателей разработки при РРГ.
Режим характеризуется интенсивным газовыделением, небольшими темпами
добычи нефти, большим газовым фактором (из-за падения пластового давлени).
Проявление свободного газа в нефти снижает фазовую проницаемость по ней, что
ведет к резкому уменьшению эффективности режима.
КИН при режиме растворенного газа – 0,2-0,3. Часто запасы энергии газа
полностью истощаются прежде, чем были отобраны значительные запасы нефти.
После выделения газа увеличивается вязкость нефти и ухудшается ее
подвижность.
Гравитационный режим.
Может существовать в условиях полной изоляции залежи от воды
(экранирование), а также при отсутствии свободного или растворенного газа.
Этот вид энергии может действовать при отсутствии других видов энергии.
Гравитационный режим может быть природный, чаще проявляется после РРГ
(после уменьшения пластового давления до атмосферного).
Режим отличается низкими дебитами, низкими значениями КИН – 0,1-0,2.
8. Объекты разработки. Системы одновременной и последовательной
разработки объектов. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки.
Объект разработки (эксплуатационный объект) – искусственно выделенное в
пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, линза,
массив, структура, совокупность пластов).
В объект разработки может быть включен один, несколько или все
разрабатываемые пласты.
Объекты разработки подразделяют на основные (более изученные,
высокопроизводительные и сравнительно крупные) и возвратные (менее изучены,
менее производительны и меньшие по запасам).
В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку можно
выделить 2 группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения:
- системы одновременной разработки объектов:
1) Раздельная разработка.
2) Совместная разработка.
3) Совместно – раздельная разработка.
- системы последовательной разработки объектов:
1) Разработка сверху – вниз.
2) Разработка снизу – вверх.
Факторы, влияющие на выбор объекта разработки:
1) Большая разница в глубинах залегания пласта, т.е. большие различия в значениях
РПЛ и ТПЛ;
2) Невозможность смешивания продукции разрабатываемых пластов. Так вода с
разной минерализацией при смешивании может способствовать выпадению
осадка;
3) Большие различия продуктивных характеристик пластов (ФЕС);
4) Степень неоднородности пластов;
5) Фазовое состояние УВ и режим работы пласта;
6) Техника и технология эксплуатации скважин.
9. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация
систем разработки по темпу и последовательности бурения скважин.
Под системой разработки месторождения понимают совокупность взаимосвязанных
инженерных решений, определяющих:
1) Набор объектов и установление последовательности их разработки (темп и
последовательность бурения скважин);
2) Определение числа, соотношения и расположения добывающих и
нагнетательных скважин основного и резервного фондов (схемы расположения
скважин по площади, плотность сетки скважин);
3) Обоснование методов воздействия на пласт с целью извлечения из недр нефти и
газа;
4) Определение способа управления и контроля за процессом разработки;
5) Охрану недр и окружающей среды.
Системы разработки классифицируют исходя из следующих показателей:
1) Темпов разбуривания и порядка ввода скважин в эксплуатацию;
2) По сетке разбуривания скважин;
3) По виду и способу энергетического воздействия на залежь;
4) По режиму работы добывающих и нагнетательных скважин.
Темп и порядок разбуривания МНГ выбирается в зависимости от режима работы
залежи, его площади, запасов и т/э показателей.
По темпу разбуривания выделяют системы разработки:
1) Сплошные (сплошное ускоренное бурение) – применяются при бурении на
небольших по площади месторождениях, с простым геологическим строением; на
обустроенных нефтегазоносных районах с развитым УБР темп – 2-3 года);
2) Замедленные (замедленное бурение) – применяются при бурении глубоких
скважин, на крупных месторождениях с осложненным геологическим строением,
на новых НГР (темп – 5-10 лет).
По последовательности бурения выделяют системы разработки:
1) Сгущающаяся – бурение с уплотнением – для месторождений со сложным
геологическим строением;
2) Ползущая – бурение скважин по элементам пласта, ряд скважин располагают
параллельно внешнему контуру нефтеносности:
• По восстанию пласта – простое геологическое строение;
• По падению пласта – сложное геологическое строение и сложная конфигурация.
10. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация
систем разработки по плотности сетки скважин и расположению их на
площади.
По сетке размещения скважин выделяют СР:
• С равномерной сеткой скважин (используют при режимах истощения и при
площадной закачке агента);
• С неравномерной сеткой скважин (при режимах вытеснения).
Сетка скважин – план расположения скважин на структуре.
Характеризуются следующими показателями:
• Плотностью (отношение площади к количеству всех скважин);
• Формой;
• Характером размещения скважин.
По плотности сетки скважин выделяют:
• Плотная (1-12 га/скв);
• Средняя (12-25 га/скв);
• Редкая (25-65 га/скв).
Однако при разработке газовых месторождений с высокопродуктивными
трещиноватыми коллекторами плотность сетки скважин может быть 70-700 га/скв и
более.
Плотную сетку скважин рекомендуют использовать при разработке с
высоковязкими нефтями, с низкопроницаемыми и однородными коллекторами. Редкую
– с маловязкими нефтями в однородных высокопроницаемых коллекторах, а также при
разработке газовых месторождений.
Параметр Крылова.
Nкр – удельный извлекаемый запас нефти, равный отношению извлекаемых
запасов нефти по объекту к общему числу скважин:
Nкр = N/n, [т/скв] – колеблется от 1-10000 до млн. т/скв.
Фонд скважин – общее число добывающих и нагнетательных скважин,
предназначенных для осуществления разработки месторождений. Подразделяют на
основной и резервный.
• Основной – число скважин, необходимых для реализации запроектированной
системы разработки. При проектировании РНГМ и выборе рационального
варианта необходимо учитывать объективную ограниченность времени
возможного существования скважин и закономерность выхода их из строя в
результате аварий и потери производительности.
• Резервный – необходим для вовлечения в разработку частей пластов,
неохваченных разработкой в результате выявленных в процессе бурения ранее
неизвестных особенностей геологического строения пласта, а также свойств
нефти и содержащих ее горных пород. Число скважин этого фонда зависит от
неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемых
технологий извлечения НиГ из недр.
Доля резервных скважин отображается через параметр «wр» - отношение числа
резервных скважин к общему числу скважин на месторождении. Как правило для
резервных скважин составляет 10-25%.
По форме сетки скважин различают СР с треугольной сеткой скважин, с
квадратной и с расположением скважин линейными и круговыми рядами. Обычно при
этих системах размещения скважин их размещают поперек простирания.
Различают однорядные, трехрядные и пятирядные схемы. Больше пяти рядов не
принимают, потому что тогда в центральном ряду не будет ощущаться воздействие
заводнением. Количество рядов нечетное, обусловлено тем, что в расчетах необходимо
наличие стягивающего ряда.
Для характеристики рядных систем помимо основных также используют
дополнительные параметры:
• Расстояния между нагнетательными скважинами 2σн;
• Расстояния между добывающими скважинами 2σд;
• Ширина блока или полосы Ln;
• Отношение число нагнетательных скважин к добывающим w;
Однорядная система разработки.
w≈1
Для такой СР ширина полосы при использовании заводнения может составлять 11,5 км. Поскольку в данной системе число нагнетательных и добывающих скважин
равно, то система очень интенсивна.
Ее применяют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов
для обеспечения большого охвата пластов воздействием, а также при проведении
опытных работ на месторождении по испытанию технологий методов повышения
нефтеотдачи пластов, поскольку эта система обеспечивает возможность быстрого
получения результатов.
Существует лобовая линейная рядная и шахматная рядная системы.
Трехрядная СР.
w ≈ 1/3
Три ряда добывающих скважин и один – нагнетательных.
Пятирядная СР.
w ≈ 1/5
Менее интенсивна, чем трехрядная.
СР с площадным расположением скважин.
Чаще всего используются пяти-, семи, девяти точечные системы. Во всех
системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить
эксплуатационную часть.
Площадные системы разработки по расположению скважин выделяют:
Пятиточечные – w = 1;
Семиточечные – w = 2;
Девятиточечные – w = 3;
Также выделяют эти СР с обратным соотношением добывающих и
нагнетательных скважин – такие СР называют обращенными.
В целом системы разработки делят на площадные (более сосредоточенное
воздействие на пласт, но также более «жесткие» для воздействия) и рядные
(увеличивают охват вытеснением по вертикали, но меньше воздействуют на отдельные
участки).
11.Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация
систем разработки по виду и способу энергетического воздействия. Системы
разработки с закачкой газа в пласт.
По виду и способу энергетического воздействия выделяют СР без ППД и с ППД.
СР без ППД применяют в случаях, когда его применение невозможно или
нецелесообразно с экономической точки зрения. СР с ППД делится на поддержание
давления закачкой газа (либо в повышенную часть залежи, либо площадная закачка) и
искусственное заводнение.
Критерии интенсивности закачки газа:
- Крутые углы наклона пластов (так если угол наклона меньше 15о, то закачку
газа необходимо проводить в свод, в противном случае – площадная закачка);
- Глубина залегания пластов (при больших глубинах закачивать газ в пласт
тяжело, а при малых – возможен прорыв газа на поверхность);
- Низкое пластовое давление (обычно давление закачки должно превышать
давление пласта на 15-20%);
- Пластовая однородность по проницаемости и низкая вязкость нефти;
- Гидродинамическая замкнутость залежи (во избежание утечки).
Обычно в пласт можно закачивать газ из соседних месторождений или из
магистрального газопровода МГ и газ, полученной путем дегазации пластовой нефти.
Закачивают газ в сводовую часть залежи в нагнетательные скважины, которые
могли быть нефтяными добывающими. В любом случае для закачки газа необходимы
дорогие компрессорные станции. Расход (давление) закачки газа определяется
опытным путем, исходя из приемистости, и может составлять до 10-15 тыс. м3/сут на
каждую скважину.
12. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Системы
заводнения пластов: законтурное, приконтурное, внутриконтурное,
площадное, блочное, очаговое, барьерное, избирательное. Привести схему,
дать характеристику.
Заводнение – искусственная форма водонапорного режима вытеснения нефти
водой, которую можно применять на любой стадии разработки. Вода, нагнетаемая под
давлением в продуктивный пласт, обеспечивает пластовую систему энергией для
продвижения нефти к добывающим скважинам.
При составлении проекта заводнения устанавливают:
1) темпы нагнетания воды;
2) местоположение нагнетательных скважин относительно добывающих.
Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее
водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее
проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК,
наличием дизъюнктивных нарушений и др.
При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть
использованы воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных
водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью.
Вода, предназначенная для закачки в пласт, подвергается специальной подготовке,
которая проводится на водоочистных установках.
В зависимости от местоположения нагнетательных скважин нашли применение
следующие
системы
заводнения
пласта:
законтурное,
приконтурное,
внутриконтурное, площадное, блочное, очаговое, барьерное, избирательное.
Законтурное заводнение.
Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности по
периметру залежи (вода нагнетается в законтурную водоносную часть продуктивного
пласта):
Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он
достаточно эффективен на небольших по площади месторождениях (с небольшими
запасами нефти), при небольшой ширине залежей (до 5-6 км), малой относительной
вязкости пластовой нефти (до 2-3 мПа.с), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5
мкм2), в сравнительно однородных продуктивных пластах с хорошей сообщаемостью
залежи с законтурной областью. В этом случае применение данного вида заводнения
позволяет добиться высокой нефтеотдачи (до 60% и выше) при расположении
добывающих скважин в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности.
При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно
приходится 4-5 добывающих скважин. В настоящее время данный вид заводнения
применяется ограниченно, поскольку залежи с указанными характеристиками
встречаются редко.
Приконтурное заводнение.
Применяют на небольших и средних по площади месторождениях, в основном
при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной
ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи нефтяной
зоны пласта с законтурной областью.
Нагнетательные скважины при этом виде заводнения располагают на некотором
удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи:
1 – внешний контур нефтеносности;
2 – внутренний контру нефтеносности;
3 – добывающие скважины;
4 – нагнетательные скважины;
Значительная ширина водонефтяных зон чаще свойственна залежам
платформенного типа. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта может быть
связана с ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или
на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно
характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические
процессы могут приводить к закупорке минеральными солями, твердыми битумами и
др.
По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и
нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, по значениям
достигаемой нефтеотдачи приконтурное заводнение приближается к законтурному.
Внутриконтурное заводнение.
Применяют, если залежь имеет большую площадь, и другие системы заводнения
не обеспечивают необходимых темпов разработки и недостаточны для поддержания
пластового давления. При этом ряды нагнетательных скважин располагают внутри
контура нефтеносности. В случае необходимости внутриконтурное заводнение
сочетается с законтурным.
Существует достаточно большое количество разновидностей внутриконтурного
заводнения (площадное, блочное (или блоковое), очаговое, избирательное, барьерное и
другие), выбор которых в основном определяется геологическим строением пласта и
степенью его неоднородности.
Внутриконтурное заводнение с разрезанием на отдельные площади.
Схема внутриконтурного заводнения с
разрезанием
месторождения
на
отдельные площади в сочетании с
законтурным заводнением.
Системы внутриконтурного заводнения с разделением залежи нагнетательными
рядами скважин на отдельные эксплуатационные поля применяются на крупных
нефтяных месторождениях платформенного типа с большими водонефтяными зонами.
Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной
сетке. Разделение нефтеносной площади на несколько площадей путем
внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в
эффективную разработку одновременно:
Нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по
линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления,
которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. Добывающие
скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин.
Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения
добывающих скважин с учетом геологической характеристики площади.
Преимущество данной системы заводнения - возможность начинать разработку с любой
площади (например, в первую очередь вводить в разработку площади с наибольшей
плотностью запасов с высокими дебитами скважин).
Блоковые система разработки.
Современная разновидность рядных систем - это блоковые системы разработки
нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная, пятирядная. Они нашли широкое
применение в Западной Сибири.
Блочное (блоковое) заводнение находит применение на месторождениях
вытянутой формы. В этом случае, чаще всего, ряды нагнетательных скважин
располагают в поперечном направлении.
Принципиальное отличие блочного заводнения от внутриконтурного состоит в
том, что в этом случае законтурное заводнение не используется. Как видно из схемы,
ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки
(блоки) разработки и располагаются в направлении, перпендикулярном к линии
простирания складки.
Преимущество блоковых систем:
1) отказ от законтурного заводнения исключает риск бурения скважин в
слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта;
2) более полно используется проявление естественных сил гидродинамической
области законтурной части пласта;
3) существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами
ППД, и упрощается обслуживание системы ППД (скважины, кустовые насосные
станции и т. д.);
4) компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин
позволяет оперативно регулировать разработку залежи путем перераспределения
закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.
Очаговое заводнение.
Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе
законтурного или внутриконтурного заводнения. В основном может применяться при
разработке нефтяных залежей с высокой неоднородностью пластов. Оно целесообразно
на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы
довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки
пропластков, целиков и тупиковых зон.
Как правило, при этой системе заводнения под нагнетание используют
добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим
добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью.
Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для
увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или
его слабопроницаемых зон. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом
строении продуктивного пласта очаговое заводнение можно применять как
самостоятельную систему заводнения.
Площадное заводнение.
Площадное заводнение – наиболее интенсивная система воздействия на пласт,
обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений.
Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. Оно
основывается на рассредоточенной закачке воды по всей площади нефтеносности.
По геометрии взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин
системы подразделяют на четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные. Схемы отличаются
не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и
нагнетательных скважин.
Так, в четырехточечной системе соотношение между нагнетательными и
нефтедобывающими скважинами 1:2, при пятиточечной системе – 1:1, при
семиточечной системе – 2:1, при девятиточечной системе – 3:1. Наиболее
интенсивными системами среди рассмотренных являются семиточечные и
девятиточечные системы.
Системы с площадным заводнением обладают большей активностью по
сравнению с другими системами заводнения, так как в рамках систем с площадным
заводнением каждая добывающая скважина с самого начала разработки
непосредственно контактирует с нагнетательными, в то время как, например, при
внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием
нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних (первых) добывающих
рядов. Кроме того, при площадном заводнении на 1 нагнетательную скважину обычно
приходится меньшее количество добывающих скважин, чем при других системах
заводнения.
Избирательная система заводнения.
Избирательная система заводнения является разновидностью площадного
заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью, при
этом строение пласта должно быть детально изучено. При данной системе заводнения
разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по
равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в
эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом,
чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и
нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора
нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не
только как добывающую, но и как нагнетательную.
После детального изучения разреза в скважинах выбирают скважины под
нагнетание воды. Такими скважинами должны быть те, в которых продуктивный пласт
вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь с соседними
скважинами.
Барьерное заводнение.
Барьерное заводнение – применяется при разработке газонефтяных
месторождений с большим объемом газовой шапки, когда необходимо вести одновременный отбор нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. При этом
используют разрезание нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной
разработки.
Водонагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта, тем
самым создавая водяной фронт (барьер), а закачку воды и отборы нефти и газа
регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при
исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную
часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной
части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный
барьер между нефтью и газом крайне сложно.
С применением барьерного заводнения разрабатывали месторождения в Западной
Сибири (залежи в пластах группы "А" Самотлорского месторождения), в Томской
области Лугинецкое месторождение.
После окончательного выбора системы разработки месторождения приступают к
гидродинамическим расчетам по определению технологических показателей
разработки с применением различных методик. Данную работу осуществляют в
соответствующих проектных институтах. После составления и утверждения проекта
разработки, по мере обустройства промыслов, начинают непосредственно
осуществлять процесс добычи нефти и газа.
13.Стадии (этапы) разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
Для изучения процесса разработки нефтяных и газовых месторождений и анализа
основных показателей весь срок разработки подразделяют на этапы или стадии.
Под стадией разработки понимается период разработки, характеризующийся
закономерным изменением основных показателей разработки.
Различают четыре стадии разработки нефтяной залежи:
I. Нарастающая добыча нефти (4-6 лет);
II. Стабилизация добычи нефти (5-7 лет);
III. Падающая добыча нефти (8-12 лет);
IV. Поздняя эксплуатация залежи (20-25 лет).
I стадия.
На I стадии нарастание объема добычи нефти обеспечивается в основном
введением в разработку новых нефтедобывающих скважин в условиях высоких
пластовых давлений. Обычно в этот период разработки основным способом добычи
нефти является фонтанный. Обводненность отсутствует, добывается безводная нефть,
наблюдается некоторое падение пластового давления. В случае быстрого падения
пластового давления и его приближения к давлению насыщения начинают
поддерживать пластовое давление закачкой воды или газа в пласт.
Себестоимость 1 т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со
строительством новых скважин, обустройством промысла. Продолжительность
периода зависит от величины извлекаемых промышленных запасов; размеров
месторождения и величины пластового давления; толщины и числа продуктивных
горизонтов; свойств продуктивных пород и самой нефти; наличия средств для
разработки месторождения и др. В среднем этот период длится около 4 – 6 лет.
1 — годовой объем добычи нефти Qн;
2 — годовой объем закачки воды Qз;
3 — годовой объем добычи воды Qв;
4 — пластовое давление PПЛ;
5 — газовый фактор Gо.
После разбуривания основного фонда скважин начинается II стадия –
стабилизация добычи нефти, которая характеризуется постоянством уровня
добычи нефти и минимальной себестоимостью. На этом этапе фонтанные
скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет
прогрессирующей обводненности скважин. Падение добычи нефти в этот период
сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда.
Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из
месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности
продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов
месторождения. В конце второго этапа увеличение объемов закачиваемой воды
для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти, и ее уровень
начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может
достигать 50 %. Продолжительность периода составляет около 5–7 лет.
Себестоимость добычи нефти в этот период является наиболее низкой.
Для продления II стадии проводят работы по воздействию на призабойные
зоны пластов нефтяных и нагнетательных скважин с целью увеличения
продуктивности скважин, работы по изоляции притоков пластовых вод и
креплению неустойчивых пород призабойной зоны пластов и др. В течение I и II
стадий разработки отбирается 40 – 70 % извлекаемых запасов нефти; обе стадии
составляют основной период разработки.
III стадия – падающая добыча нефти характеризуется падением уровня
добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается
при достижении 80-90 % обводненности. В этот период все скважины работают
на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из
работы в связи с предельной обводненностью. Ежегодно добыча нефти
снижается на 10 – 15 %. Из-за значительного уменьшения отборов нефти
пластовое давление несколько стабилизируется. Себестоимость 1 т нефти в
этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в
эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот
период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин
(различные воздействия на ПЗП нефтяных и нагнетательных скважин – ГРП,
СКО). Применяют методы увеличения нефтеотдачи пластов. Скорость
обводнения скважин при разработке залежей зависит от отношения вязкостей
нефти и воды: μо = μн/μв . Поэтому проводят работы по уменьшению значения μо
путем загущения закачиваемой воды в пласт, например, добавкой в нее
полиакриламида (ПАА). Продолжительность данного периода составляет около
8-12 лет. В течение I, II и III стадий разработки проектируют отбор основных
запасов нефти, составляющий 80 – 90 % от промышленных запасов.
IV стадия – поздняя эксплуатация залежи, характеризуется сравнительно
низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Обводненность
продукции достигает 90-95 % и более. Для увеличения коэффициента
нефтеотдачи на этом этапе применяются различные методы, улучшающие
извлечение оставшейся пленочной нефти из пласта. Этот период может длиться
очень долго – 20-25 лет, до рентабельности разработки месторождения.
В целом, общая продолжительность разработки любого нефтяного
месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40 – 50 лет.
14.Контроль процесса разработки нефтяных и газовых месторождений.
Под контролем процесса разработки нефтяных и газовых месторождений
понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной и
газовой залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике
показателей разработки.
Задача контроля – обеспечение высокого качества первичной информации.
Качество информации определяется: перечнем информации, ее объёмом,
представительностью информации, точностью измерений и методами обработки
информации. Первичную информацию для контроля получают на основании
проведения гидродинамических, геофизических исследований скважин и пластов,
лабораторных определений геолого-физических свойств пластов-коллекторов и
физико-химических свойств нефти, газа и воды, промысловых замеров
показателей разработки и эксплуатации.
Всю собранную первичную информацию группируют по отдельным
признакам и видам контроля:
1) контроль выработки запасов нефти и газа (учет количества добытой
нефти, газа и воды, закаченной воды или газа; изучение перемещения
контуров ВНК, ГНК, ГВК и полноты выработки запасов; определение
текущей и конечной нефте- и газоотдачи и т.д.);
2) контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического
состояния залежи (исследование профилей притока и приемистости;
определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений;
изучение изменения пластовой температуры; исследование скважин и
пластов гидродинамическими и геофизическими методами и т.д.);
3) контроль технического состояния скважин и работы технологического
оборудования (выявление негерметичности, смятия обсадной колонны;
динамика износа и эффективность использования скважинного и наземного
оборудования и т.д.);
4) контроль осложняющих условий добычи нефти и газа (изучение изменения
во времени физико-химических свойств нефти, газа и воды; изучение
условий образования АСПО, солей, гидратов в пласте, призабойной зоне
пласта, скважине и скважинном оборудовании; определение условий
разрушения пласта в призабойной зоне и вынос песка и т.д.). Отдельно
регистрируются технологические и технические мероприятия, которые
осуществляются на скважинах в процессе разработки месторождений, а
также технико-экономические, экономические показатели, нормативы,
плановые и другие заданные параметры.
После получения первичной информации, которая включает в себя
огромный объем значений и параметров, проводят ее обработку с применением
различных методов и методик (математическая статистика, теория ошибок,
теория случайных величин и т.д.). На современном этапе разработки
месторождений использование автоматизированных компьютеризированных
систем сбора и обработки информации повысило её качество и надежность
принимаемых решений.
15.Анализ процесса разработки нефтяных и газовых месторождений.
Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления
данных, периодически (а также перед составлением каждого проектного
документа) выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс
исследований, расчетов и логических выводов.
Целью анализа процесса разработки нефтяных и газовых
месторождений является определение главных направлений развития явлений в
залежи, причин сформировавшегося течения процесса и обоснование методов
регулирования процесса.
Важная часть анализа – сопоставление (сравнение) фактических
показателей разработки с данными проекта, данными предыдущего анализа,
выяснение причин отклонения каждого показателя разработки.
Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть
вызвано:
− неправильными исходными данными проекта;
− невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов
добычи нефти и закачки воды);
− допущениями расчетной методики и др.
Круг задач анализа определяется в основном режимом работы пласта и
стадией процесса разработки. В общем виде, при водонапорном режиме, анализ
процесса разработки включает в себя следующие задачи:
1) анализ геологической модели месторождения (уточнение геологического
строения пластов, свойств коллектора и физико-химических свойств
флюидов);
2) анализ технологических показателей разработки (динамика добычи нефти,
газа, воды, жидкости; динамика фонда добывающих и нагнетательных
скважин; распределение добычи нефти, газа и воды по площадям, пластам
и толщине пласта; анализ энергетического состояния месторождения,
динамика пластового давления и температуры; состояние обводненности
месторождения по площадям; состояние выработки запасов нефти и газа;
анализ степени охвата пласта заводнением; анализ текущего и конечного
коэффициента нефте - и газоотдачи, коэффициента охвата пласта
заводнением и т.д.);
3) анализ состояния техники и оборудования для добычи нефти и газа (анализ
изменения фонда скважин по способам эксплуатации для нефтяных
месторождений; анализ эффективности применения методов воздействия
на ПЗП; анализ применяемых способов эксплуатации скважин, состояния
скважинного и наземного оборудования; анализ систем сбора, подготовки
и транспортирования нефти, газа и попутной воды; анализ систем
диспетчеризации и автоматизации контроля и управления работой
эксплуатационного оборудования и процессом добычи);
4) анализ экономических показателей (анализ себестоимости нефти и газа по
факторам и статьям затрат; капитальных вложений; анализ рентабельности
предприятия и т.д.).
Заключительной частью всего анализа является прогноз процесса
разработки на ближайшую перспективу и выдача рекомендаций на
регулирование процесса разработки.
16.Регулирование процесса разработки нефтяных и газовых
месторождений. Методы регулирования.
При отставании фактических показателей от проектных проводят
различные мероприятия с целью регулирования процесса разработки и
достижения проектных показателей.
Под регулированием системы разработки нефтяных и газовых
месторождений понимается комплекс оперативных мероприятий, улучшающих
эту систему, т. е. мероприятий по приведению в соответствие фактического хода
разработки с проектным.
Регулирование (или оптимизацию) процесса разработки проводят на основе
большого числа критериев, среди которых можно выделить две следующие
группы:
1) технологические критерии – обеспечение максимального текущего
уровня добычи нефти или газа, максимального накопленного отбора нефти или
газа, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных
коэффициентов охвата пласта вытеснением и др.;
2) экономические критерии – обеспечение минимальных капитальных
вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости добычи
нефти или газа и др.
Процесс разработки месторождения регулируют, изменяя общее число и
соотношение добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное
расположение на площади, устанавливая различные режимы работы скважин в
процессе их эксплуатации.
Цель регулирования разработки – достижение на каждом этапе разработки
максимальной добычи нефти и газа по каждому пласту и в целом по всему
месторождению.
Технологические методы регулирования процесса разработки можно
разделить на 2 группы:
- без изменения систем воздействия и без добуривания новых скважин:
1) изменение условий работы скважин (например, перевод нефтяных
скважин с фонтанного на механизированный способ эксплуатации);
2) изоляция (ограничение) притока воды в добывающие скважины;
3) выравнивание и расширение профиля притока нефти и газа и закачки
воды по толщине пласта;
4) воздействие на призабойную зону пласта с целью увеличения ее
продуктивности (соляно-кислотные обработки, гидроразрыв пласта и
др.);
5) изменение технологических режимов работы скважин (увеличение,
снижение, остановка и форсированный отбор в добывающих и
нагнетательных скважинах);
6) одновременно-раздельная эксплуатация добывающих скважин или
одновременно-раздельная закачка воды в нагнетательные скважины
на многопластовых месторождениях;
- частичное или полное изменение системы воздействия и добуривание
новых добывающих и нагнетательных скважин:
1) добуривание новых (добывающих и нагнетательных) скважин, число
которых определено в проектном документе (резервные скважины),
или возврат скважин с других горизонтов;
2) частичное изменение системы воздействия на пласт (организация
очагового заводнения; приближение к зоне отбора линии нагнетания
добуриванием новых скважин и переносом закачки в существующие
скважины; крупномасштабное применение гидродинамических и
физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов и т.д.);
3) полное изменение системы воздействия на пласт (переход с
законтурного на внутриконтурное заводнение; разрезание залежи на
отдельные блоки);
4) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в
скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения
или разукрупнения объектов разработки.
Регулирование разработки осуществляется в течение продолжительности
эксплуатации месторождения. Задачи, решаемые методами регулирования, в
основном, определяются стадией разработки нефтяного или газового
месторождения.
Приведенные затраты на регулирование разработки месторождения
должны находится в пределах 10-20 % от суммарных приведенных затрат на
разработку данного месторождения. Если они не возрастают с течением времени,
а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития (добыче
нефти и газа в стране), то в дальнейшем разработку следует продолжать по
принятому проектному документу. В противном случае ставится вопрос о
подготовке нового решения о разработке месторождения.
17. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений.
Этапы, последовательность и состав работ при проектировании. Виды
проектных документов для разработки нефтяных и газовых
месторождений. Их общая характеристика.
Проектные документы по разработке нефтяных и газовых месторождений
составляют
на
основе
заданий
на
проектирование,
выдаваемых
нефтегазодобывающими предприятиями.
При составлении проектных документов на разработку нефтяных и газовых
месторождений следует руководствоваться:
• законами Российской Федерации (РФ);
• указами Президента России;
• постановлениями Правительства РФ;
• основами законодательства РФ о недрах, налогового законодательства
России и др.;
• правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений;
• правилами разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
Вид и содержание проектного документа зависят от стадии разработки
месторождения, для которого составляется документ, сложности и степени
изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и
системы разработки месторождения.
Процесс проектирования разработки можно разделить на отдельные этапы.
I. На первом этапе происходит формирование базы исходных данных:
выполняют работы по детальному изучению строения и физических
характеристик нефтяных и газовых залежей; по обобщению всех
физических характеристик пласта, состава и свойств газа и нефти.
II. На втором этапе проводят гидродинамические расчеты показателей
разработки, прогнозируют технико-экономические показатели по годам
разработки по множеству вариантов.
III. Третий этап – сопоставляют технико-экономические показатели, выбирают
оптимальный (рациональный) вариант разработки и рекомендуют его к
реализации.
Общая характеристика проектных документов.
Инициатором подготовки проектно-технологической документации (ПТД)
является недропользователь. Он готовит техническое задание (ТЗ) на выполнение
работы научной организацией. В ТЗ недропользователь ставит задачи, которые
необходимо решить при выполнении ПТД.
На основе этого технического задания проектная организация составляет
календарный план выполнения работы. При необходимости ключевые моменты
работы согласуются с заказчиком. Обычно это касается качества создаваемых
геологических и геолого-технологических моделей, уровней отборов, величин
конечных коэффициентов извлечения нефти.
Выполненная работа проходит приемку у заказчика, которая включает
экспертизу и защиту на научно-техническом совете (НТС) заказчика.
Затем недропользователь представляет работу в ФГУ «Экспертнефтегаз»,
где проводится государственная экспертиза. При положительном заключении
экспертизы работа выносится на заседание Центральной комиссии по разработке
нефтяных и газовых месторождений (ЦКР).
На ЦКР недропользователь и автор работы проходят ее защиту. При
положительном решении комиссии составляется протокол заседания, который и
является тем заключительным документом, которым утверждаются решения,
предложенные в ПТД. После утверждения протокола заместителем министра он
обретает юридическую силу.
Все государственные органы, контролирующие выполнение лицензионных
соглашений и правильности разработки месторождения, руководствуются
решениями, утвержденными этим протоколом.
Проекты пробной эксплуатации разведочных скважин и проекты пробной
эксплуатации залежей (участков залежей) предназначены для уточнения геологофизических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов. Они включают
комплекс исследований скважин, результаты которых являются основанием для
подсчета запасов нефти. Проект пробной эксплуатации согласовывается с
местными органами Ростехнадзора РФ.
Технологическая схема опытно-промышленной разработки залежи или
участка залежи, технологическая схема разработки залежи (месторождения),
проект разработки месторождения, проект доразработки месторождения по
статусу выше и утверждаются ЦКР.
В более позднее время разработки или при существенном изменении
основных геолого-физических свойств пород и флюидов составляются авторский
надзор за реализацией проектов и технологических схем разработки, анализ
разработки залежей (месторождений), которые утверждаются также ЦКР.
Основные документы, составляемые в связи с разработкой нефтяных и
газовых месторождений.
Разработка нефтяных и газовых месторождений направляется и
регулируется рядом проектных документов. Проектирование разработки, как и
сама разработка месторождений, носит стадийный характер.
В связи с проектированием разработки нефтяного месторождения
составляются следующие документы:
1) проект промышленной разведки нефтяного месторождения;
2) проект пробной эксплуатации нефтяного месторождения;
3) технологическая схема опытно-промышленной разработки нефтяного
месторождения;
4) технологическая схема разработки месторождения;
5) проект обустройства нефтяного месторождения;
6) проект разработки нефтяного месторождения;
7) уточненный проект разработки (проект доразработки нефтяного
месторождения);
8) авторский надзор;
9) анализ разработки нефтяного месторождения.
Каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий,
но не всегда необходимо последовательно составлять весь перечисленный выше
набор документов.
Проект промышленной разведки нефтяного месторождения.
Составляется той организацией, которая будет вести работы. В этом документе
отражаются главные задачи доразведки нефтяного месторождения:
- детальное изучение литолого-стратиграфического разреза;
- положение в разрезе продуктивных пластов и условия их залегания;
- определение нефтегазоносности и свойств коллекторов;
- определение формы контуров питания и положения водонефтяного
контакта;
- изучение состава нефти, газа, пластовых вод;
- изучение гидрогеологической характеристики разреза и продуктивных
пластов;
- изучение свойств пласта за контуром питания.
По итогам выполнения промышленной разведки составляется документ,
основным содержанием которого является подсчет запасов нефти и газа и где
приводятся все сведения о данном месторождении.
Проект пробной эксплуатации. Для того чтобы в проект заложить более
точные сведения предусматривается пробная эксплуатация. Для составления
плана пробной эксплуатации необходимо обосновать:
- местоположение пробных скважин;
- работы по опытной закачке воды, оценить приемистость скважин, характер
освоения скважины;
- работы по опытной эксплуатации скважин, дебиты скважин, характер их
изменения во времени;
- проведение гидродинамических, геофизических исследований на скважинах;
- изучение свойств нефти, газа и пород.
Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в
обязательном порядке, так как при ее проведении получают важнейшие сведения
о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы
разработки.
Технологическая схема опытно-промышленной разработки составляется как для
объектов в целом, так и для одного или нескольких участков месторождения в
случаях, когда возникают трудности в выборе тех или иных расстояний между
скважинами, в выборе объектов разработки или даже в самой технологии
извлечения нефти из недр. Если в некотором регионе предполагается ввести в
разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом
комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то
можно обойтись без составления данного документа и переходить к составлению
технологической схемы разработки.
Технологическая схема разработки - является основным проектным
документом (как и проект разработки), определяющим предварительную систему
промышленной разработки месторождения на период его разбуривания
основным
эксплуатационным
фондом
скважин.
Составляется
для
месторождений, сложность геологического строения которых не позволяет
окончательно выбрать оптимальную систему разработки. То есть,
технологическая схема является приближенным вариантом проекта разработки.
В этом документе обосновываются:
- адресная геолого-промысловая модель (статическая);
- сетка скважин;
- порядок разбуривания месторождения и ввода объектов в разработку;
- необходимость и основные положения системы ППД;
- определяются основные показатели разработки на ближайшие 10 лет;
- конструкция скважин;
- способы и режимы эксплуатации скважин;
- комплекс исследований скважин;
- коэффициенты нефтеизвлечения и мероприятия по их повышению.
Именно в технологической схеме разработки устанавливают объекты и
систему разработки, а также основные положения технологии разработки. В
процессе реализации технологической схемы разработки производится основное
эксплуатационное разбуривание месторождения.
Проект обустройства нефтяного месторождения.
После составления и утверждения технологической схемы разработки
месторождения составляется проект его обустройства, в котором с учетом
рельефа местности, климата и других особенностей региона устанавливаются:
− трассы промышленных нефтепроводов и их технические характеристики;
− тип и конструкции устройств для сбора и замера нефти и газа;
− системы управления их поверхностными потоками.
А также на основе расчетов выбираются типы и производительности
устройств для сепарации газа и нефти, разрушения эмульсии «нефть-вода» и
доведения нефти до требующейся кондиции, системы дальнего транспорта нефти
и использования газа и воды.
На основе проекта обустройства месторождения осуществляется
строительство предусмотренных этим проектом объектов добычи нефти.
Проект разработки нефтяного месторождения.
Составляется для залежей, находящихся в разработке на основе
технологической схемы и для месторождений, не введенных в разработку, но
имеющих сравнительно простое геологическое строение. Проект разработки
составляется на стадии, когда месторождение разбурено на 70 % и более, но в
систему и технологию еще можно внести существенные изменения.
В проекте разработки рассматриваются все те вопросы, что и в
технологической схеме, но более углубленно, приводятся инженерные решения.
В проекте разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных
на достижение максимально возможного экономически коэффициента
нефтеизвлечения.
Уточненный проект разработки нефтяного месторождения (проект
доразработки месторождения).
Составляется на поздней стадии разработки после добычи основных
извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с
периодами планирования.
С течением времени будут исчерпаны принципиальные решения проекта
разработки и может появиться необходимость существенного изменения системы
разработки (бурение дополнительных скважин, реконструкция системы сбора,
системы ППД и т. д.). Эти мероприятия потребуют дополнительных капитальных
вложений, следовательно, их обоснования. Решаются эти вопросы путем
составления Проекта доразработки, в котором предусматриваются мероприятия
по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению
эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения в условиях
роста ценности нефти.
Проектирование разработки месторождения осуществляют путем
построения и технико-экономического анализа большого числа различных
вариантов разработки месторождения. Из этих расчетных вариантов выбирают
основные, число которых в технологических схемах должно быть не меньше 3, а
в проектах и уточненных проектах разработки - не менее 2 вариантов. Один из
рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта.
Технологические и экономические показатели (ТЭП) рассчитывают за весь срок
разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путем
сопоставления ТЭП расчетных вариантов разработки.
Авторский надзор.
После принятия, как основной технологической схемы, так и проекта
разработки ведется авторский надзор за осуществлением на практике проектных
решений и соответствием фактических технико-экономических показателей
принятым в технологических схемах или проектах разработки. Этот контроль
осуществляют авторы проекта.
В результате осуществления авторского надзора составляется отчет, в
котором производится анализ фактических результатов разработки
месторождения и сопоставление их с теоретическими расчетами и проектными
данными. Вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются
мероприятия, направленные на достижение проектных показателей.
Анализ разработки нефтяного месторождения.
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. По результатам проводимого анализа составляются отчеты.
Газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются по двум
видам проектов – Проект опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) и Проект
разработки месторождения.
Процесс разработки газового или газоконденсатного месторождения
подразделяют на периоды: первый период – опытно-промышленная эксплуатация; второй и третий – промышленная разработка месторождения.
Назначение опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) заключается в
следующем:
1) введение в разработку месторождения до полного окончания его разведки;
2) осуществление дальнейшей разведки месторождения;
3) определение запасов газа по данным опытно-промышленной эксплуатации
месторождения и подготовка исходных данных для проектирования
промышленной разработки.
В соответствии с названными периодами разработки выделяют два этапа в
проектировании разработки газового или газоконденсатного месторождения:
1) первый этап – составление проекта опытно-промышленной эксплуатации
месторождения (ОПЭ);
2) второй этап – составление проекта разработки.
Проект ОПЭ составляется на основе небольшого объема геолого- промысловой
информации при утвержденных по категориям С1 и С2 запасах газа, сроком на 5
лет. Он предусматривает проведение комплекса геолого- геофизических,
газогидродинамических и специальных (например, термодинами-ческих,
акустических и др.) исследований скважин и пластов, в результате которых
уточняется тектоническое строение месторождения и водоносного пласта,
конфигурация месторождения и характеристика газоводяного контакта,
коллекторские свойства газоносного и водоносного пластов, допустимые
технологические режимы эксплуатации скважин и т.д.
Проектом
ОПЭ
предусматривается
бурение
эксплуатационных
и
наблюдательных скважин, обосновывается их размещение в области
газоносности, водоносности и на структуре, рекомендуются те или иные методы
интенсификации добычи газа, обосновывается технологическая схема сбора,
обработки газа и газового конденсата и подготовки их к дальнему транспорту в
период ОПЭ.
Ввод месторождения в разработку согласно Проекту ОПЭ позволяет до
окончания разведки месторождения и достоверного подсчета запасов газа и
конденсата получить эффективное топливо и сырье (газ, конденсат) для
химической промышленности.
ОПЭ после её окончания переходит в промышленную разработку месторождения,
осуществляемую в соответствии с проектом.
Проект разработки газового или газоконденсатного месторождения
составляется на срок до 25 лет и состоит из следующих разделов:
I раздел – исходные геолого-промысловые данные (краткие сведения о
геологической изученности и разведке месторождения, с указанием количества
пробуренных скважин и их технической характеристики; стратиграфия,
тектоника; физико-литологическая характеристика продуктивных горизонтов;
результаты опытно-промышленной эксплуатации; данные о составе газа и
конденсата; данные о запасах газа и конденсата; гидрогеологическая
характеристика и режим залежей и т.д.).
II раздел – обоснование системы разработки, объемов извлечения и
рационального использования газа и конденсата, регулирования процесса
эксплуатации и разработки месторождения в целом (обоснование и выбор
системы разработки месторождения; расчет добычи и использования газа и
конденсата по годам и периодам; определение необходимого числа скважин;
выбор системы расположения, порядка и последовательности бурения и ввода
скважин в эксплуатацию; расчет изменения пластового, забойного и устьевого
давлений, дебита газа и конденсата; принципиальные положения по обустройству
промысла; технико-экономические расчеты и выбор рекомендуемого варианта
разработки и т.д.).
III раздел – программа и объем исследовательских работ, включающих контроль
за разработкой месторождения.
К проекту разработки прилагаются графические материалы: обзорная карта
района месторождения; структурные карты; геологические разрезы; профили по
продуктивным горизонтам; карты разработки по вариантам; схемы газосборных
сетей и принципиальная схема обработки газа и конденсата.
Проект разработки является основанием для составления проекта обустройства
месторождения.
Проектные документы составляют научно-исследовательские или другие
специализированные
организации
на
основании
данных
разведки
месторождения, исследований скважин, утвержденных Государственной
комиссией по запасам (ГКЗ) газа, и утверждаются Министерством.
Проектный документ определяет основные параметры системы разработки
газового месторождения. Выбор системы, т.е. комплекса ее основных параметров
(показателей), ведется исходя из условия обеспечения минимума затрат на
добычу заданных объемов газа и газоконденсата при соблюдении норм охраны
недр и окружающей среды, достижения высоких (заданных) значений
коэффициентов извлечения газа.
18.Моделирование процессов разработки месторождений. Виды
моделирования.
Методы
физического
и
математического
моделирования. Характеристики методов.
Моделирование процесса разработки обеспечивает возможность при
сравнительно небольших затратах в короткие сроки многократно
(многовариантно) проследить медленно протекающие процессы разработки в
различных технологических условиях и затем выбрать рациональную
технологию. При создании моделей процесса разработки нефтяных и газовых
месторождений моделируют геолого-физические свойства пласта, его
геометрическую форму, флюиды и процесс извлечения нефти и газа из недр.
Различают физическое и математическое моделирование.
При физическом моделировании на модели, представляющей по существу
натурный или масштабно уменьшенный образец оригинала (лабораторную,
пилотную установки), воспроизводят и исследуют процессы, качественно
одинаковые с процессами, протекающими в реальном объекте. В связи с
трудностью создания полного подобия пласта и измерения параметров
гидравлические модели нефтяных пластов не нашли применения, хотя
физическое моделирование отдельных элементов процесса разработки
незаменимо (например, вытеснение нефти водой).
Математическое моделирование заключается в исследовании процессов
путем построения и решения системы математических уравнений, относящихся к
процессу разработки. Эти уравнения в общем виде представляют собой сложные
дифференциальные уравнения в частных производных.
Математическая модель основана на упрощении (идеализации) сложного
реального процесса. Для ее создания природные условия соответствующим
образом дифференцируют, выделяют среди них главные, определяющие
факторы, и представляют их в таком виде, который обеспечивает возможность
достижения цели. Вследствие значительной размерности системы уравнений и
сложности этих математических моделей для их расчета необходимо применять
вычислительную технику.
Системы
математических
уравнений
решают
аналоговым
и
вычислительным методами.
Аналоговый метод математического моделирования основан на
подобии явлений и процессов различной физической природы, т. е. на широкой
физической аналогии. Можно назвать аналогии между полями: фильтрации
жидкости (закон Дарси), электрического тока в проводящей среде (закон Ома),
электрическим в диэлектрике (закон индукции), магнитным (закон магнитной
индукции) и температурным (основное уравнение теплопроводности).
Электрическое моделирование процесса разработки основано на
электрогидродинамической аналогии (ЭГДА), т. е. аналогии между движением
электрического тока в проводящей среде и фильтрацией жидкости в пористой
среде.
Вычислительные методы подразделяются на:
- аналитические;
- численные;
- статистические.
1) При использовании аналитических методов ставится исходная задача,
вводятся упрощающие предположения и на их основе формулируется новая
задача, которая поддается решению в виде аналитического выражения, формулы,
обеспечивающей получение значения функции для каждого значения аргумента.
Упрощающие предположения иногда приводят к существенным погрешностям в
результатах проектирования, а без них задача в аналитической форме не
решается.
К числу аналитических методов, дающих точные решения задач разработки
нефтяных месторождений, т. е. в точности удовлетворяющих исходным
уравнениям, начальным и граничным условиям, относят метод разделения
переменных (метод Фурье), методы теории функций комплексного переменного,
интегральных преобразований и другие. Приближенные решения получают с
использованием методов эквивалентных фильтрационных сопротивлений,
последовательной смены стационарных состояний, интегральных соотношений и
др. Недостаток: при практическом использовании аналитических методов
необходимо выполнять определенный объем достаточно трудоемких
вычислительных процедур.
2) Более полный учет множества факторов, воздействующих на процесс
разработки, можно выполнить с использованием численных методов на базе
применения ЭВМ. Численные методы в отличие от аналитических с самого
начала ориентированы только на получение численных значений искомых
величин для конкретных значений входных данных без установления вида их
функциональных зависимостей.
При проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений чаще
всего применяют численные методы.
3) Статистические методы моделирования базируются на статистических
данных предшествующей разработки месторождений.
За многие годы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в нашей
стране, а также за рубежом, накоплен обширный материал, эффективное
использование которого позволяет в значительной степени повысить КПД
различных процессов. Это в первую очередь относится к длительным во времени
процессам, таким как разработка нефтяных и газовых залежей, моделирование
которых в лабораторных условиях далеко не всегда представляется возможным.
Изучая фактические закономерности развития процесса в залежи за
прошедший период, они позволяют оперативно без больших затрат времени и
труда сформулировать заключение о предстоящем развитии основных
технологических показателей разработки (т. е. на перспективу).
Применение методов статистической обработки промысловых материалов
(дисперсионный, корреляционный и регрессионный анализы) дает возможность
выявить влияние различных факторов на процесс и получить относительно
простые аналитические выражения, связывающие эти факторы с основным
показателем процесса.
Основной этап моделирования – это постановка соответствующих
процессу разработки месторождения математических задач, включающих
дифференциальные уравнения, начальные и граничные условия.
Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки
месторождений
углеводородов,
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 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.
Закон сохранения энергии используют в моделях разработки
месторождений в виде дифференциального уравнения сохранения энергии
движущихся в пластах веществ.
19.Модели пласта и процессов вытеснения нефти и газа. Виды моделей
пласта, их характеристика.
Проектирование разработки нефтегазовых месторождений включает
подготовку исходной информации и создание моделей пласта, проведение
технологических и экономических расчетов, расчетов по выбору способов и
технологического оборудования для добычи нефти и газа.
Модель пласта – это система количественных представлений о его
геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки
месторождения.
Модель процесса разработки месторождения – система количественных
представлений о процессе извлечения нефти и газа из недр.
Модель пласта следует отличать от его расчетной схемы, которая учитывает
только геометрическую форму пласта. Например, моделью пласта может быть
слоисто-неоднородный пласт. В расчетной же схеме пласт при одной и той же его
модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный
пласт и т. д.
Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа всегда
облечены в математическую форму, т. е. характеризуются определенными
математическими соотношениями.
Месторождения нефти и газа как объекты природы обладают очень
разнообразными свойствами.
Одна из главных особенностей нефтегазосодержащих пород – различие
коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках
пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти
и газа называют литологической неоднородностью.
Вторая важная особенность коллекторов – наличие в них трещин, т. е.
трещиноватость пластов.
При разработке месторождений эти особенности нефтегазосодержащих
пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них
нефти и газа.
Модели пластов с известной степенью точности учитывают названные
особенности пластов.
Модели пластов подразделяют на детерминированные и вероятностностатистические.
Детерминированные модели (или адресные) – 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. При расчете данных
процессов разработки 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.
Наиболее просты модели однородного пласта (рисунок 9.1) в виде толщи
горной породы с одинаковыми во всех точках физическими свойствами.
Непроницаемые верхняя (кровля) и нижняя (подошва) границы ее параллельны и
горизонтальны. Однако в природе совершенно однородные пласты встречаются
очень редко.
Модель зонально-неоднородного пласта (рисунок 9.2), свойства которого
не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной
или квадратной формы с различными коллекторскими свойствами. Каждую зону
можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (элемент)
размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами
(сторона квадрата).
Модель слоисто-неоднородного пласта (рисунок 9.3) представляет собой
пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемой кровлей и
подошвой, характеризующиеся различными коллекторскими свойствами. По
площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма
толщин всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта.
Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта
объединяет характеристики предыдущих двух моделей (рисунок 9.4).
Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт,
сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой)
пористостью. Эта модель может быть представлена в виде набора кубов с длиной
грани l, разделенных трещинами со средней шириной b (рисунок 9.5). Считают,
что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин.
1 – блоки породы; 2 – трещины
В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся
промышленные запасы нефти и газа, как в трещинах, так и в блоках, пористых и
проницаемых. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих такой пласт,
происходит как по трещинам, так и по блокам.
По первичной пористости определяются запасы углеводородов в пласте.
Обычно коэффициенты пористости на порядок больше коэффициентов
трещиноватости. При этом проницаемость трещин по сравнению с
проницаемостью блоков значительно выше, поэтому любые изменения давления
распространяются по трещинам быстрее, чем по блокам. В результате чего для
разработки таких пластов характерны перетоки жидкостей и газов из блоков в
трещины и наоборот. Но гидродинамическое движение жидкостей и газов,
вызванное перепадом давления, происходит по системе трещин.
Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного пласта с
двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и
в большей степени соответствует реальным продуктивным пластам. На основе
этой модели трудно определить показатели процесса разработки месторождения.
При проектировании разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений
большое внимание уделяется определению условий движения границы раздела
двух жидкостей в пористой среде, так как от механизма вытеснения нефти во
многом зависит коэффициент нефтеотдачи, характеризующий полноту
извлечения нефти из пласта. В настоящее время предложено большое количество
моделей схемы вытеснения нефти водой (газом), такие как: модели поршневого и
непоршневого вытеснения.
Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов.
В этой модели неоднородный пласт представлен набором параллельно
работающих цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с
неодинаковой проницаемостью (рисунок 9.11.а), расположенных вдоль
направления фильтрации (от контура питания до галереи или от галереи до
галереи) и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скважин.
Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок
выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким
образом, чтобы полный их набор соответствовал по проницаемости набору
действительных трубок тока в пласте (для этого проводят статистический анализ
проницаемости кернового материала или берут геофизические данные).
Каждая трубка тока характеризуется постоянной проницаемостью.
Проницаемость трубки тока рассматривается как случайная величина, заданная
каким-либо законом распределения (часто распределение проницаемости
образцов керна подчиняется логарифмически нормальному закону или же
модификации распределения Максвелла, распределение М.М. Сатарова и др.).
Дополнительным условием моделирования пластов является допущение,
что пористость, начальные нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения для
всех трубок тока - одинаковые. Прерывистость пласта учитывается длиной трубок
тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от
начала до конца залежи, а линзы и полулинзы – короткими трубками,
соответствующими по длине их размерам.
Различное сочетание рассмотренных моделей пластов и моделей процесса
вытеснения нефти определило создание конкретных моделей процесса
разработки и методик расчета. Процедуры выполнения вычислений на основе
принятых моделей называют методиками расчетов.
Одной из первых и наиболее широко применяемых была методика,
предложенная Ю.П. Борисовым. В ней сочетаются модели слоистонеоднородного пласта и непоршневого вытеснения нефти водой. Пласт
представляется набором слоев (трубок тока), простирающихся от начала до конца
залежи. Для прерывистого пласта принимаются также более короткие трубки
тока, которые представляют линзы и полулинзы. В основу построения модели
пласта и методики расчета положен реальный спектр (или гистограмма)
проницаемости по объему пласта.
Похожую модель изучал и другой автор, М.М. Саттаров. В ней также
неоднородный пласт заменяется набором параллельно работающих трубок тока,
каждая из которых имеет свою постоянную проницаемость. Но в схеме М.М.
Саттарова по каждой трубке тока вытеснение нефти происходит поршнеобразно.
Изменение проницаемости по трубке тока происходит по определенному закону
распределения; скорость движения фронта вытеснения в каждой трубке тока
пропорциональна проницаемости в этой трубке тока:
υВНК i ~ k i .
Целый ряд методик, основанных на моделях поршневого или непоршневого
вытеснения в сочетании с моделью слоисто-неоднородного пласта, был
предложен и использовался другими авторами:
- метод Гипровостокнефти (авторы А.А. Ковалев, М.Л. Сургучев, Б.Ф.
Сазонов) – этот метод расчета процесса обводнения нефтяного пласта является
дальнейшим развитием изложенных методов Ю.П. Борисова и М.М. Саттарова,
но метод отличается учётом большего числа параметров, характеризующих
неоднородность пласта, и зависящих от проницаемости (пористости,
нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения);
- метод СибНИИНП, БашНИПИнефти и другие.
Однако разработанные методики были применимы только к одномерным
пластам – прямолинейному и радиальному. Расчет разработки нефтяных
месторождений с применением заводнения в двумерных случаях требовал
использования более сложных уравнений процесса вытеснения нефти водой.
20.Вероятностно-статистическое описание свойств пластов. Основные
понятия теории вероятности, используемые при описании свойств
реальных пластов (плотность, закон распределения, математическое
ожидание).
При вероятностно-статистическом описании пластов наиболее важны
следующие понятия теории вероятности.
1. Плотность статистического распределения параметров пласта или просто
плотность распределения. Применительно к описанию слоистого пласта она
отражает вероятность появления слоя (пласта или пропластка), имеющего
значение некоторого параметра (например, абсолютной проницаемости),
изменяющегося в пределах от 𝑥 до 𝑥 + ∆𝑥. В случае же неоднородного по
площади пласта гистограмма проницаемости имеет вид:
∆𝑆𝑖
= 𝑓(𝑘𝑖 )∆𝑘𝑖 ,
𝑆
где ∆𝑆𝑖 - часть общей площади нефтеносности 𝑆 проницаемостью 𝑘𝑖 . Плотность
распределения некоторого параметра пласта 𝑥 обозначим через 𝑓(𝑥).
2. Функция или закон распределения параметра пласта 𝑥, определяемый
формулой
𝐹(𝑥) = ∫ 𝑓(𝑥)𝑑𝑥 + 𝐶.
Так что 𝑓(𝑥) = 𝐹 ′ (𝑥).
3. Математическое ожидание 𝑀(𝑥) непрерывной случайной величины 𝑥,
причем
∞
𝑀(𝑥) = ∫ 𝑥𝑓(𝑥)𝑑𝑥.
−∞
Используют также понятие дисперсии случайной величины и другие понятия
теории вероятности.
21.Основные законы распределения случайных величин, наиболее часто
используемые при обработке промысловых данных (нормальный
закон распределения, логарифмически нормальный, гаммараспределение, закон распределения Максвелла).
1. Нормальный закон распределения (закон Гаусса). Для этого закона
плотность распределения проницаемости выражается следующей зависимостью:
̅ )2
(𝑘−𝑘
1
−
𝑓(𝑘) =
𝑒 2𝜎2 ,
𝜎√2𝜋
22. Модели процессов вытеснения нефти водой. Характеристики моделей
поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой. Распределение
насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой.
Модель поршневого вытеснения.
Поршневое вытеснение – это идеальный случай вытеснения нефти, когда
в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди
которой движется только нефть, а позади – только вода, т. е. текущий ВНК
совпадает с фронтом вытеснения (рисунок 9.6).
На рисунке 9.7 схематически показан профиль насыщенности при
фиксированном положении фронта xФ.
По этой модели предполагается, что по пласту движется вертикальный
фронт (граница) вытеснения, впереди которого нефтенасыщенность равна
начальной (S0 НАЧ. = 1- SСВ.), а позади этого фронта остается полностью
промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью sн ост. Перед фронтом
фильтруется только нефть, а позади – только вода, в связи с этим на графике
наблюдается резкий скачок нефтенасыщенности.
Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков
нефть не извлекается – из них поступает только вода. В соответствии с этой
моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в
момент подхода фронта вытеснения к скважинам.
Модель непоршневого вытеснения. В реальных нефтяных пластах,
разрабатываемых при водонапорном режиме, вода обычно не заполняет
полностью область, первоначально занятую нефтью. В этой области происходит
одновременное движение вторгшейся воды и оставшейся, постепенно
вымываемой нефти.
В этом случае происходит непоршневое вытеснение – это вытеснение, при
котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за
фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация (рисунок 9.8).
Из-за действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение
нефти водой не носит поршневого характера. Вода постепенно замещает нефть в
пласте, и поэтому в нем формируются несколько зон с различной насыщенностью
порового пространства (рисунок 9.9).
В зоне I, ещё не охваченной заводнением, сохраняется начальная
насыщенность коллектора. Часть порового пространства занимает неподвижная
связанная вода, а в остальном объеме движется нефть. В зоне II под действием
гидродинамических сил происходит замещение основного объема нефти в
поровом пространстве на воду. Насыщенность резко возрастает от S CB. до
насыщенности на фронте вытеснения S. В этой зоне из порового пространства
может быть вытеснено до 70 — 80 % нефти. В зоне III насыщенность меняется
значительно медленнее. Здесь происходит доотмыв оставшейся нефти, и
движется в основном вода. Даже при длительной промывке порового
пространства водой в нем остается некоторое количество нефти, удерживаемой
капиллярными и поверхностными силами. Классической моделью непоршневого
вытеснения является схема Баклея-Леверетта (рисунок 9.10). В пласте
предполагается движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на
фронте вытеснения значительно меньше, чем при поршневом вытеснении
(отрезок SФ на рисунке 9.10). Перед фронтом вытеснения движется только нефть,
позади него – одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными
фазовым проницаемостям (вытеснение нефти происходит с остаточной
нефтенасыщенностью заводненной зоны; в основу расчетов закладываются
графики относительных проницаемостей).
Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не
только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент
подхода фронта вытеснения к добывающей скважине происходит мгновенное
обводнение продукции до некоторого значения, соответствующего скачку
насыщенности на фронте вытеснения SФ, а затем обводненность продукции
увеличивается медленно.
Большинство реальных пластов, содержащих нефть и газ, являются
неоднородными по геолого-физическим параметрам. Поэтому в моделях
пластов следует учитывать эти особенности. В противном случае при
проектировании разработки результаты расчетов будут сильно отличаться от
фактических данных. В настоящее время применяют следующие модели
неоднородных пластов.
23.Принцип электрогидродинамической аналогии (ЭГДА). Расчет
показателей разработки с использованием метода эквивалентных
фильтрационных сопротивлений (на примере круговой залежи).
Аналогия между гидродинамическими и электрическими параметрами
просматривается непосредственно из сравнения уравнения притока жидкости
к скважине и закона Ома.
Уравнение притока нефти к скважине:
𝑃пл − 𝑃заб ∆𝑃
𝑄 = 𝐾 ∙ (𝑃пл − 𝑃заб ) или 𝑄 =
=
,
1
𝑅ф
𝐾
где 𝐾 – коэффициент продуктивности.
Закон Ома:
𝑈1 − 𝑈2 ∆𝑈
𝐼=
=
,
𝑅эл
𝑅эл
где 𝐼 – сила тока;
∆𝑈 = 𝑈1 − 𝑈2 – разность электрических потенциалов;
𝑅эл – электрическое сопротивление проводника.
По принципу электрогидродинамической аналогии (ЭГДА) из данных
уравнений следует, что сила тока 𝐼 соответствует расходу жидкости (дебиту 𝑄),
разность напряжений ∆𝑈 разности давлений (депрессии ∆𝑃), электрическое
1
сопротивление проводника 𝑅эл = - обратной величине коэффициента
𝐾
продуктивности, которую назвали фильтрационным сопротивлением пласта 𝑅ф :
1
𝑄 ≡ 𝐼; 𝑃пл − 𝑃заб ≡ 𝑈1 − 𝑈2 ; ≡ 𝑅ф ≡ 𝑅эл .
𝐾
При решении гидродинамических задач по методу ЭГДА широкое
распространение получил второй закон Кирхгофа:
∆U = ∑n1 IR эл .
где 𝑈 = 𝑈1 – 𝑈2 – разность электрических потенциалов;
I – сила тока;
𝑅эл – электрическое сопротивление проводника.
Согласно этому закону на основе ЭГДА перепад давления между двумя
точками схемы равен сумме произведений дебита жидкости в пределах участка
на фильтрационное сопротивление этого участка.
Для одного ряда (прямолинейного или кругового) это выражение
принимает вид:
Pк − Pc = Ω ∙ Q + ω ∙ Q.
Таким образом, фильтрационный поток к скважинам можно представлять
эквивалентной схемой электрических сопротивлений (рисунок 1) и для расчета
использовать законы Ома и Кирхгофа, подразумевая в соответствии с
принципом ЭГДА под силой тока, разностью напряжений и электрическими
сопротивлениями их аналоги – расход жидкости, перепад давлений,
фильтрационные сопротивления.
Рисунок 2.1 – Эквивалентная схема электрических сопротивлений для
одного ряда скважин
Применительно к многорядной системе скважин пласт, также как и для
одного ряда, представляется простой геометрической формой – прямолинейной
или круговой. Реальный поток между скважинами соседних рядов заменяется
фильтрацией
между
«проницаемыми»
галереями
с
внутренними
фильтрационными сопротивлениями скважин внутри галерей, дополняющими
внешние фильтрационные сопротивления между галереями.
Тогда представляя фильтрационную схему пласта эквивалентной ей
электрической схемой сопротивлений и применяя к ней законы Ома и Кирхгофа,
составляют уравнения интерференции рядов скважин для расчета дебитов или
забойных давлений.
1. Определим забойные давления в скважинах эксплуатационных
рядов с батарейным расположением скважин (МПа): Р1, Р2, Р3;
Составим уравнения для кольцевого (кругового) однородного по
проницаемости и толщине пласта с круговыми концентричными рядами
скважин (рисунок 2). Для этого используем второй закон Кирхгофа, согласно
которому на основе ЭГДА перепад давления между двумя точками схемы
равен сумме произведений дебита жидкости в пределах участка на
фильтрационное сопротивление этого участка. Получим систему уравнений
интерференции (взаимодействия) рядов скважин (6):
Pк − Pс1 = Ω1 ∑3i=1 Q i + ω1 Q1 ,
{
Pк − Pс2 = Ω1 ∑3i=1 Q i + Ω2 ∑3i=2 Q i + ω2 Q 2 ,
Pк − Pс3 = Ω1 ∑3i=1 Q i + Ω2 ∑3i=2 Q i + Ω3 Q 3 + ω3 Q 3 .
Рисунок 2 – Схема кругового пласта и эквивалентная схема
сопротивлений
Дебиты скважин в рядах находятся по формуле qi = Q i /ni . Следовательно,
из данной формулы можно найти дебиты рядов скважин 𝑄i = qi ∙ ni ;
Внешнее фильтрационное сопротивление i-го ряда найдем по формуле:
Ωi =
μ
R
2πkh
ln i−1,
Ri
Половину расстояния между скважинами i -го ряда найдем по формуле:
σi = πR i /ni ,
Отсюда найдем значение, равное половине расстояния между скважинами
i –го ряда деленного на число π по формуле:
σi /π = R i /ni ,
Внутреннее фильтрационное сопротивление в i-ом ряду найдём по
формуле:
ωi =
1
ni
∙
μ
2πkh
∙ ln
σi /π
rci
,
24.Нефтеотдача и газоотдача продуктивных пластов. Факторы,
влияющие на нефтеотдачу и газоотдачу.
Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом
процесса ее разработки – нефтеотдача или газоотдача (т. е. степень полноты
извлечения нефти или газа). Его характеризуют коэффициентом нефте- или
газоотдачи (также используется термин – коэффициент извлечения нефти или
газа).
Коэффициентом нефте- или газоотдачи называется отношение
количества добытых нефти или газа к первоначальным их запасам в залежи:
Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.
Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей)
понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную
дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает
во времени по мере извлечения из пласта нефти.
Конечный коэффициент нефтеотдачи – это отношение извлеченных
запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым
запасам.
Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного
(фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов
нефти и проектировании разработки.
Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной
степени зависит от правильного выбора метода для конкретных условий
месторождения. Коэффициент нефте- или газоотдачи зависит от многих факторов
(природных и технологических). Выделяют три основные группы факторов:
1) геолого-физические (геологическое строение и режим работы залежи;
проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, степень
неоднородности, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина
водонефтяной зоны; свойства пластовых жидкостей и газов, такие как вязкость
нефти и минерализация пластовой воды, в особенности соотношение вязкости
вытесняемой и вытесняющей жидкостей и межфазное натяжение и т.д.);
2) технологические (закачиваемый агент, его концентрация, величина
оторочки, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное
расположение, расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, система
разработки, минимально допустимый дебит нефти или газа, интенсивности
отбора продукции из пласта и т.п.);
3) технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество,
наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин,
климатические условия и т.д.).
Значения коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) при различных
режимах различны:
- водонапорный – 0,5 – 0,8;
- газонапорный (газовый) – 0,4 – 0,6;
- режим растворенного газа – 0,15 – 0,3.
При режимах вытеснения коэффициент нефтеотдачи значительно выше,
чем при режиме растворенного газа. В случае действия режима растворенного
газа значительная часть энергии расширяющегося газа расходуется на
проскальзыва-ние его к забоям скважин без совершения полезной работы по
вытеснению нефти. При водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи
больше, чем при газонапор-ном, так как вязкость воды больше вязкости газа. Чем
меньше отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента, тем больше
нефтеотдача.
Даже в очень благоприятных условиях коэффициент нефтеотдачи не
приближается к 1 (единице). Это объясняется тем, что граница раздела фаз при
вытеснении нефти перемещается из одной точки пористой среды в другую по
нескольким каналам разного диаметра. Скорость перемещения этой границы в
разных каналах различна вследствие неодинаковых потерь на трение и действия
капиллярных сил. Поэтому, когда граница раздела проходит свой путь по одному
из каналов, в других каналах часть нефти оказывается защемленной. Обычно с
уменьшением межфазного натяжения нефтеотдача увеличивается, так как нефть
«защемляется» в порах малого размера.
Конечная газоотдача изменяется от 0,45 до 0,92, чаще всего составляя 0,60
– 0,85. При водонапорном режиме конечная газоотдача ниже, чем при газовом
режиме, из-за защемления газа продвигающейся водой.
Чем неоднороднее пласт, тем меньше коэффициенты нефте- и газоизвлечения при напорных режимах. Продвигаясь по высокопроницаемым пропласткам
и зонам, вытесняющий агент отсекает отдельные нефте- или газонасыщенные
участки, затрудняя движение продукции к скважинам.
25.Коэффициенты: нефтеотдачи, вытеснения, охвата, вскрытия пласта.
Дать определение коэффициентов, привести зависимости для их
расчета.
Коэффициент нефтеотдачи η можно определить по следующей
формуле:
где sн – начальная нефтенасыщенность;
sк – среднее значение конечной (остаточной) нефтенасыщенности.
Зависимость нефтеотдачи η от свойств пластовых систем и условий
вытеснения нефти в общем виде можно представить следующим образом:
ŋ = ŋвск . ŋохв . ŋвыт
где ηвскр – коэффициент, учитывающий долю объема продуктивных пластов,
вскрытых скважинами;
ηохв – коэффициент, учитывающий полноту охвата пластов воздействием рабочим
агентом в зоне его продвижения;
ηвыт – коэффициент вытеснения, определяемый экспериментальным путем по
результатам вытеснения нефти из образцов породы (кернов) или модельных пористых сред в лаборатории теми же рабочими агентами, которые действуют в
залежи, и представляет собой отношение вытесненной нефти к ее содержанию в
образце.
Коэффициент вскрытия:
η ВСКР. = V ВСКР/V ЗАЛ
где V – фактический объем участков залежи, подвергшихся воздействию рабочим
агентом;
Vвозд. – полный объем нефтенасыщенных участков залежи, подвергнутых
воздействию рабочими агентами.
Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных условиях и
представляет собой отношение вытесненной нефти к ее содержанию в образце.
ŋвыт = (Vн-Vост)/Vн
где Vост. – объем остаточной пленочной и капиллярно-удерживаемой нефти в
образце пористой среды (после полного удаления рабочим агентом извлекаемой
части нефти);
Vн – начальный объем нефти в образце породы.
Из-за малой вязкости газ извлекается из пористой среды легче, чем нефть,
поэтому газоотдача некоторых залежей может достигать 95-98 %. Однако, по
разным причинам в пласте может оставаться неизвлеченным до 50 % природного
газа.
Газоотдача в основном зависит от неоднородности коллекторских свойств
пород, строения пласта и воздействия капиллярных сил. Для пород с низкой
проницаемостью дебиты газовых скважин будут рентабельными лишь при
повышенных пластовых давлениях. Установлено, что скорость вытеснения газа
водой (в практически возможных пределах ее изменения) незначительно влияет
на газоотдачу. В отличие от нефтеотдачи газоотдача мало зависит от соотношения
вязкостей воды и газа, от давления и температуры. С увеличением пористости и
начальной газонасыщенности газоотдача возрастает, при водона- порном режиме
она достигает 80—85 %. Значительно ниже коэффициенты конденсатоотдачи
— 20 – 80%. С понижением пластового давления конденсат (тяжелые фракции)
выпадает из газовой фазы, смачивает поверхность поровых каналов и при
незначительной насыщенности пор оказывается неподвижным.
В значительной степени газоотдача зависит от режима залежи.
При газовом режиме в процессе разработки поровый объем пластов остается
постоянным, и в этом случае коэффициент газоотдачи зависит от конечного
давления в залежи и дебита скважин. Содержание конденсата в газе,
выпадающего в пласте со снижением давления, способствует сокращению
газоотдачи залежи вследствие увеличения фильтрационных сопротивлений.
При водонапорном режиме газоотдача снижается за счет защемления
значительных объемов газа в зоне вытеснения им воды. Даже со снижением
пластового давления в конце разработки залежи не весь защемленный газ удается
извлечь из пласта.
Коэффициент газоотдачи β можно рассчитать по уравнению
материального баланса:
где РГ и РВ – средневзвешенные текущие давления в газовой и водоносной
областях соответственно, МПа;
РН – начальное давление в залежи, МПа;
ZН, Z – коэффициент сжимаемости газа соответственно для начальных и текущих
условий;
VН – начальный газонасыщенный объем залежи, м3;
αН и αО – соответственно начальный в залежи и остаточный в водонасыщенной
зоне коэффициенты газонасыщенности;
QВ – количество внедрившейся в залежь воды, м3.
При газовом режиме QВ = 0 и формула (11.8) упрощается:
Количество выпадающего конденсата при снижении пластового давления
определяется экспериментально и по формулам, учитывающим воздействие
различных факторов на процесс конденсации в пласте. Для учета влияния
пористой среды на коэффициент конденсатоотдачи βк А. И. Ширковским
рекомендуется формула:
где — коэффициент конденсатоотдачи, полученный экспериментально на PVTустановке; PVT
syд — удельная поверхность пористой среды, см2/см3:
Здесь m — пористость; k — проницаемость.
Выход конденсата значительно увеличивается при разработке
газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления
(сайклинг-процесс, заводнение и другие методы).
26.Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов.
Область их эффективного применения. Характеристики методов.
Особенностью гидродинамических методов является то, что для их
осуществления не требуются дополнительные затраты и, то, что они хорошо
сочетаются с существующей системой разработки.
Другие методы должны применяться после полного использования
гидродинамических методов.
Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов.
При применении данных методов не изменяется система расстановки
добывающих и нагнетательных скважин и не используются дополнительные
источники энергии, вводимые в пласт с поверхности для вытеснения остаточной
нефти.
Эти методы направлены на увеличение ηвыт и ηохв. Как правило, эти методы
основываются на увеличении градиентов давления и представляют собой
дальнейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и поэтому не
требуют существенного изменения ее.
К гидродинамическим методам увеличения нефтеотдачи относят:
1) обоснованный выбор сетки скважин и режимов работы скважин,
давления на забое нагнетательных и добывающих скважин;
2) перенос фронта нагнетания; переход от одной системы воздействия к
другой (от контурного заводнения к площадному);
3) форсированный отбор жидкости;
Форсированный отбор жидкости - наиболее освоенный метод увеличения
нефтеотдачи, заключающийся в последовательном увеличении отборов
продукции скважин.
Он применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность
достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают из-за
увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, так как при этом
вовлекаются в разработку участки пласта и пропластки, не охваченные
заводнением, а также происходит отрыв пленочной нефти с поверхности породы.
Проводить форсированный отбор следует постепенно, увеличивая дебит
отдельных скважин на 30- 50%, а затем в 2 -4 раза. Предельное значение
увеличения отбора зависит от способа эксплуатации скважин. Для осуществления
данного метода необходимы насосы высокой подачи или использование
газлифта.
4) циклическое заводнение.
Циклическое заводнение основано на периодическом изменении режима
работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за
счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы.
Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные
воздействием. Данный метод эффективен на месторождениях где применяется
обычное заводнение. В неоднородных пластах его эффективность выше, чем
обычного заводнения.
Технология данного метода заключается в периодическом изменении
расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической
добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным
группам скважин. Продолжительность циклов составляет 4-10 суток и
увеличивается по мере удаления фронта вытеснения до 75-80 суток.
5) изменение направления фильтрационных потоков (это достигается за
счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения,
перераспределения отборов и закачки между скважинами);
В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно
неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно формируются поле
давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки
пласта оказываются неохваченными активным процессом вытеснения нефти
водой. Размеры и местоположение зон, не охваченных заводнением, зависят от
неоднородности пластов, от расстановки добывающих и нагнетательных
скважин, а также от забойных давлений в скважинах и отбора (закачки) жидкости
из них.
Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон
пласта нужно изменить общую гидродинамическую обстановку в нем. Это
достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, применения
очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами.
В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и
величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные
заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них
вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем и достигается
увеличение нефтеотдачи.
В отличие от циклического заводнения метод перемены направления
фильтрационных потоков не требует обязательной остановки добывающих и
нагнетательных скважин.
27.Область эффективного применения физико-химических методов
увеличения нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.
Физико-химические методы.
Физическая основа этих методов заключается в том, что химические
реагенты снижают межфазное натяжение σ на границе "нефть - химический
реагент". Некоторые химические реагенты снижают вязкость нефти μн и
увеличивают вязкость воды μв.
К физико-химическим методам увеличения нефтеотдачи относят:
1) заводнение растворами ПАВ;
Увеличение нефтеотдачи пласта при этом методе обеспечивается в
результате снижения поверхностного натяжения на границах "нефть вытесняющая жидкость" и "нефть - порода".
Для реализации данного метода не нужна существенная реконструкция в
системе поддержания пластового давления. Систему ППД дополняют узлом
подготовки раствора ПАВ и насосами для дозирования раствора перед подачей
его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства
воды при увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрыв нефти от
породы обеспечивается адсорбцией ПАВ на породе. По мере адсорбции ПАВ на
породе водный раствор в процессе движения в глубь пласта обедняется
химическими реагентами, что приводит к образованию вала неактивной воды
непосредственно на контакте нефти и вытесняющего раствора. Закачка растворов
ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффективность проявления
капиллярных сил, удерживающих нефть в породе.
Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижается с
увеличением обводненности пласта. Поэтому лучше всего применять данный
метод с самого начала заводнения пласта.
2) заводнение растворами полимеров;
Сущность метода заключается в выравнивании подвижности нефти (k/μН) и
вытесняющего агента (k/μВА) для увеличения охвата пласта воздействием. Это
можно достичь повышением вязкости вытесняющего агента (μВА) при добавлении
полимеров.
Так как при заводнении приходится нагнетать огромные количества воды,
то с целью экономии полимера применяют технологию заводнения, при которой
в пласт первоначально закачивают оторочку загущенной воды с последующим её
продвижением обычной водой. При этом впереди загущенной воды образуется
вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый раствором.
Данный метод достаточно эффективен по сравнению с обычным
заводнением для высоковязких нефтей, однако при очень высокой вязкости нефти
(0,1 Па∙с и более) эффективность метода снижается. Кроме того, использование
полимерного заводнения ограничивается проницаемостью и пластовой
температурой: рекомендуется при проницаемости свыше 0,1 мкм2 и пластовой
температуре менее 90 оС (при более высокой температуре может происходить
деструкция (разрушение) молекул полимера с изменением свойств раствора).
Немаловажную роль при подборе полимера играет химический состав пластовой
воды. При смешивании полимерного раствора с минерализованной водой может
происходить разрушение структуры полимерного раствора.
В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, часто применяют
полиакриламид (ПАА).
3) заводнение мицеллярными растворами.
Мицелярно-полимерное
заводнение
направлено
на
устранение
капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Данный
метод основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного
растворов, продвигаемых по пласту водой.
Мицеллярные растворы – это особые коллоидные системы, состоящие из
углеводородных жидкостей, воды, стабилизатора, ПАВ, спиртов. Они позволяют
уменьшить межфазное натяжение на границе "нефть – вода" до 30%. Поэтому
обладают высокой эффективностью вытеснения.
В качестве УВ жидкости (50-70%) можно использовать сжиженный газ,
керосин, сырую легкую нефть. Вода (20-35%) является важной составной частью
раствора. Можно использовать обычную пресную воду, пластовую
минерализованную или обработанную специальным образом воду, но с заданной
соленостью и определенным солевым составом.
В качестве ПАВ (8-10%) обычно используют водонефтерастворимые
вещества, могут применяться композиции различных водорастворимых
неионогенных и анионных ПАВ. В качестве стабилизатора (2-3%) обычно
используются спирты - изопропиловый, бутиловый, гексанол и др.
Заводнение с использованием мицеллярных растворов - более сложный и
дорогостоящий процесс, чем обычное заводнение.
Для применения данного метода следует выбирать объекты с высокой
начальной нефтенасыщенностью. Вязкость пластовой нефти должна быть
невысокой, так как при этом обеспечивается равномерное перемещение раствора
по пласту. При заводнении с использованием мицеллярных растворов создается
оторочка из раствора, которая в последующем проталкивается водой.
28.Методы смешивающегося вытеснения, применяемые для увеличения
нефтеотдачи пластов. Область их эффективного применения.
Характеристики методов.
Методы смешивающегося вытеснения.
Нагнетание газа в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи
применяли значительно раньше, чем заводнение. для этого использовали воздух,
выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха
прекращено из-за многих отрицательных последствий (окисление нефти,
увеличение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа,
образование стойких эмульсий и др.).
1) Водогазовое воздействие.
Механизм процесса основан на совмещении достоинств двух вытесняющих
агентов (воды и газа), с целью уменьшения их недостатков, применением их
периодического, циклического нагнетания.
В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под
действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в
пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные
поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта. Эти
особенности воды и газа привели к выводу о создании водогазового воздействия.
Максимальный эффект от применения водогазовых смесей будет получен
при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа. Это
соотношение должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор
(ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе.
Технология этого метода может быть различной:
- закачка газа в обводненные интервалы;
- периодическая (попеременная) закачка газа и воды (продолжительность
циклов по закачке одного агента составляет 10-30 суток);
- закачка водогазовой смеси (два агента смешиваются и закачиваются в
нагнетательные скважины).
Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата
неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной
проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью.
Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой
технологии также более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем раздельно
только водой или только газом.
При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 715% по сравнению с обычным заводнением. Главное условие оптимальности
процесса водогазового воздействия на пласт - обеспечение равномерного
распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т. е.
одновременного прорыва газа и воды в добывающие скважины.
Недостатки водогазового воздействия:
- приемистость (продуктивность) нагнетательной скважины для каждого
рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8-10 раз, а для
воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости ПЗП;
- гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать
эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10-20% в
зависимости от неоднородности пласта и соотношения вязкости нефти и воды;
- оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного
нагнетания воды и газа значительно усложняется.
2) Вытеснение нефти закачкой углеводородных и сжиженных газов.
Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и
смешивающимся (без существования границы раздела фаз).
Газ смешивается с нефтью в пластовых условиях только в случае если нефть
легкая (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3), при давлении
нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного
газа - 15 - 20 МПа. Чем лучше смесимость, тем выше нефтеотдача.
Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних
газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.
При закачке газа с оторочкой из сжиженного газа также происходит
смешивающееся вытеснение. Для создания оторочки обычно используют такие
газы, как пропан, бутан.
Добавка сжиженных газов в сухой газ, состоящий преимущественно из
метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа
с разной нефтью при сравнительно небольших пластовых давлениях (10-20 МПа).
Однако, применение сжиженных газов ограничено их высокой стоимостью.
3) Вытеснение нефти сухим газом высокого давления;
Под закачкой газа высокого давления понимают условно закачку газа при
давлении более 26 МПа (от 26 до 56 МПа). В этом случае уменьшается вязкость
пластовой нефти, увеличивается ее объем за счет растворения закачиваемого газа,
резко снижается поверхностное натяжение на контакте газ - нефть, увеличивается
относительная проницаемость для нефти.
При данном методе происходит так называемое смешивающееся
вытеснение (в отличие от выталкивания, или "поршневого" вытеснения, при
обычной закачке газа). Сначала метан (обычно используемый для закачки),
нагнетаемый под высоким давлением, оттесняет большую часть нефти в пласте
на некоторое расстояние от забоев нагнетательных скважин. Оставшаяся часть
нефти и часть нефти в зоне созданного газонефтяного контакта испаряются и
обогащают нагнетаемый газ более тяжелыми углеводородами. В свою очередь
пластовая нефть за газонефтяным контактом растворяет некоторую часть
нагнетаемого газа. В результате четкая (фазовая граница) на контакте исчезает и
образуется промежуточная зона (оторочка) где происходит смешение нефти с
нагнетаемым газом. Возникновение такой оторочки является главной
особенностью смешивающегося вытеснения.
Экспериментально установлено, что при данном методе нефтеотдача может
достигнуть 70-90%.
Для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с
большими углами падения, рифовые и куполообразные залежи. Этот метод
находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение
по технико-экономическим условиям не эффективно.
Эффективность закачки газа высокого давления снижается из-за
неоднородности пласта, особенно послойной неоднородности.
Закачка в нефтяную залежь обогащенных углеводородных газов: С2 – С6.
При контакте нефти с газом происходит увеличение объема, снижается вязкость,
повышается нефтенасыщенность пласта.
4) закачка СО2 (углекислоты) или карбонизированной воды;
Метод основан на том, что диоксид углерода (СО 2), растворяясь в нефти,
увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, а растворяясь в воде увеличивает
вязкость воды (незначительно). Образующаяся при растворении СО 2 в воде
угольная кислота Н2СО3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и
повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается
набухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10
раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в
нефть. Во время перехода межфазное натяжение на границе "нефть – вода"
становится очень низким и вытеснение приближается к смешивающемуся.
Для вытеснения нефти одним СО2 требуется его большой расход для
ощутимого увеличения нефтеотдачи. С целью экономии СО2, предотвращения его
прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и
увеличения коэффициента охвата, применение СО2 лучше сочетать с
заводнением.
Закачка воды с растворенным в ней СО2 (карбонизированной воды)
увеличивает проницаемость коллектора, уменьшает поверхностное натяжение
нефти, снижает ее вязкость, разрушает пленки адсорбированной нефти и газа, т.
е. значительно улучшает условия извлечения нефти.
На рисунке 11.3 (а) показаны пленки тяжелой нефти, остающиеся на зернах
породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рисунке 11.3. (б)
видно как пленки этой нефти отделяются от породы при вытеснении нефти
карбонизированной водой.
Из-за большего химического "родства" нефти и СО2, чем воды и СО2, при
контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО2 разрыхляют пленки
тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают их подвижными, что
приводит к росту количества извлекаемой нефти из пласта.
Основные недостатки применения СО2:
- снижение охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным
заводнением, особенно при неполной смесимости с нефтью;
- СО2, при неполной смесимости с нефтью, экстрагирует из нее легкие
углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь
их в последующем будет труднее, так как они становятся менее подвижными и,
могут выпасть на поверхность пор, изменяя смачиваемость породы;
- наличие недостаточных ресурсов СО2 в районе нефтяных месторождений;
- возможность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и
нефтепромыслового оборудования;
- необходимость утилизации СО2
- удаления из добываемых углеводородных газов на поверхности и
повторной инжекции в нефтяные пласты;
- закачивая СО2, получаем непригодный газ, т. к. СО2 – балластный газ (т.
е. он не сжигается), причем при закачке СО2 существует повышенная опасность
отравления;
- транспорт жидкой СО2 и распределение ее по скважинам требует
специальных труб, качества сварки и др.;
- относительно большое поглощение СО2 пластом (потери достигают 60- 75%
от общего объема закачки. Они обусловлены удержанием СО 2 в тупиковых
порах и застойных зонах). Это приводит к большому удельному расходу СО 2
на тонну дополнительно добытой нефти.
29.Область эффективного применения тепловых методов для увеличения
нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.
Тепловые методы.
Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с
гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что
способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее
подвижности, испарению легких фракций и т.д. Объектами их применения
являются залежи высоковязкой, смолистой нефти, а также залежи, пластовая
температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти
парафином. Различают:
1) теплофизические методы – закачка в пласт теплоносителей (горячей
воды или пара).
Вытеснение нефти паром. На основе имеющегося опыта установлено, что
наиболее эффективным рабочим агентом для увеличения нефтеотдачи пластов
является насыщенный водяной пар высоких давлений (порядка 8 - 15 МПа).
Технология заключается в следующем: пар нагнетают с поверхности в пласты с
низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В
пласте образуются три зоны, которые различаются по температуре, насыщению и
характеру вытеснения:
- зона пара вокруг нагнетательной скважины, в которой происходит
совместная фильтрация пара и легких фракций нефти;
- зона горячего конденсата, в которой горячий конденсат (вода) в
неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти;
- зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым
воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.
Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса
расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В
итоге, зона горячего конденсата, а затем и зона пара достигают добывающих
скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с
нефтью на поверхность.
Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара
достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что
улучшает охват пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки
её с паром, что повышает коэффициент вытеснения. Основная доля эффекта
вытеснения нефти (40-50%) обеспечивается снижением вязкости нефти.
Для большей эффективности процесса нужно выбирать нефтяные пласты с
достаточно большой толщиной (15 м и более), а также использовать площадные
системы размещения скважин с плотностью сетки от 1 до 8 га/скв.
При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в
нагнетательных скважинах могут достигать 35 - 45% и более от поданной на устье
скважины, что сильно снижает экономическую эффективность метода.
Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в
особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления
нагнетания теплоносителей, выгоднее нагнетать в пласт высокотемпературную
воду (до 200 оС), не доводя её до кипения.
Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном
заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая
температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После
предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на
расстояние нескольких десятков метров от скважины переходят на закачку
холодной воды.
Размеры зон прогрева и последующего охлаждения зависят от темпа
нагнетания горячей и холодной воды, температуры пласта и теплоносителя
(воды), а также от теплофизических свойств пласта и теплоносителя.
В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20
МПа и температуре 300 - 310 оС нефть растворяется в воде и практически
полностью вытесняется из пористой среды.
2) термохимические методы – внутрипластовое горение.
Выделяют три вида пластового горения:
- сухое горение;
- влажное горение;
- сверхвлажное горение.
Схема процесса внутрипластового горения приведена на рисунке 11.4.
Метод сухого внутрипластового горения заключается в том, что создают
очаг горения вокруг скважины, т. е. повышают температуру до 300 оС на забое.
Для зажигания нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте
создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с
поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Для этого
используют различные технологические методы:
а) электрический забойный электронагреватель, который опускается в
скважину на кабеле и обдувается воздухом (удельная мощность прогрева
составляет Nуд. = 12 кВт/м);
б) забойная газовая горелка, которая опускается в скважину на двух
концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха);
в) использование теплоты химических окислительных реакций
определенных веществ (пирофоров);
г) подача катализаторов окисления нефти.
Фронт горения продвигается с нужной скоростью в определенном
направлении. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также
нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным
скважинам и извлекаются через них на поверхность.
Метод рекомендуется применять для залежей глубиной до 1500 м.
Наиболее благоприятны продуктивные пласты толщиной 3-25 м. Остаточная
нефтенасыщенность должна составлять 50-60%, а первоначальная обводненность
не более 40%. Проницаемость должна быть более 0,1 мкм2.
Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в
пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая,
соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется.
Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта
горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева,
представленные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной
горячей воды.
Диапазон соотношений закачиваемых в пласт воды и воздуха лежит в
пределах от 3 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха.
Сверхвлажное внутрипластовое горение - когда на 1000 м3 воздуха
закачивается более 5 м3 воды.
