Поддержание пластового давления

Расчет коэффициента извлечения нефти

Также для сравнения в данном примере сделан расчет КИН при отсутствии газовой шапки и при условии, что газовая шапка по объему такая же, как и нефтенасыщенная часть залежи.

Расчеты показывают, что при отсутствии газовой шапки КИН составит 0,02, а при условии, что газовая шапка такая же по размерам, как и нефтенасыщенная часть залежи, КИН составил 0,25.

Таким образом, газ газовой шапки, благодаря его высокой сжимаемости, вносит значительный вклад в добычу нефти.

Очевиден тот факт, что при разработке нефтяных месторождений не следует отбирать газ из газовой шапки, который, хотя и имеет коммерческую ценность, но играет более важную роль, оставаясь в залежи и вытесняя нефть при расширении.

ТюмГНГУ 86 Саранча А.В.

Вязкость нефти

Оценивается:

1. В специализированной физико-химической лаборатории;
2. С помощью специальных корреляций.

ТюмГНГУ 95 Саранча А.В.

Производительность нефтяных скважин

Неустановившимся режимом течения можно назвать момент работы скважины, который существует лишь в относительно короткий период времени, когда например после ее пуска происходит углубление воронки депрессии в пласт (на рисунке ниже это соответствует моменту времени t1, t2, t3 и t4) до момента достижение ею (воронки депрессии) контура питания.

ТюмГНГУ Саранча А.В.

Забойное давление

Может быть получено:

1. Прямым замером при наличии манометра на забое скважины;
2. Пересчетом:
   • в скважинах механизированного фонда по данным замеров динамического уровня в затрубном пространстве;
   • в фонтанирующих скважинах с помощью специальных корреляций, однако точность которых обладает значительной погрешностью, в виду сложных физических процессов имеющих место в скважинах.

ТюмГНГУ 113 Саранча А.В.

Оценка запасов нефтяных месторождений

ТюмГНГУ 22 Саранча А.В.

Площадные системы разработки

Пятиточечная система

Элемент пятиточечной системы представляет из себя квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре – нагнетательная скважина.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, один к одному (Дс/Нс =1).

ТюмГНГУ Саранча А.В.

Поверхностное заводнение

Подземное заводнение

Заводнение скважины

Проблемы заводнения

1. Падение добычи нефти из-за смешивания с водой
2. Увеличение эксплуатационных расходов на откачку воды
3. Повышенный риск коррозии оборудования
4. Снижение качества нефти из-за примеси воды

Необходимо принимать меры по предотвращению заводнения и его последствий для эффективной работы месторождения. ТюмГНГУ 98 Саранча А.В.

Заводнение

Заводнение – это способ восстановления и поддержания внутренней энергии пласта посредством закачки агента с целью вытеснения нефти на поверхность земли.

Виды заводнения

В зависимости от условий месторождения различают три основных вида заводнения:

1. Приконтурное заводнение – используется в случае отсутствия хорошей гидродинамической связи между законтурной областью и залежью полезного ископаемого. Нагнетание воды производится в приконтурную часть пласта, а нагнетательные скважины располагают у краев залежи полезного ископаемого.

2. Законтурное заводнение – используется при хорошей гидродинамической связи между залежью и водонасыщенной частью пласта. Нагнетательные скважины размещаются на определенном расстоянии от внешнего контура нефтеносности.

3. Внутриконтурное заводнение – используется при больших размерах залежи полезного ископаемого. Залежь разрезается нагнетательными скважинами на отдельные участки, каждый из которых разрабатывается отдельно.

Обоснование применения избирательного и очагового заводнений

Принципы выделения эксплуатационных объектов

1. Фильтрационные показатели – значения проницаемости должны обеспечить равномерную выработку запасов.
2. Свойства пластовых флюидов – физико-химические свойства должны быть сопоставимы.
3. Промыслово-геофизический анализ – необходимо проведение детального анализа с привлечением различных данных.

Типы неоднородности

1. По напластованию (толщине)
2. По площади

Авторы: ТюмГНГУ Кубасов Д.А., Саранча А.В.

Параметр интенсивности системы заводнения

Для характеристики интенсивности системы заводнения используют параметр ω, который представляет собой отношение нагнетательных к количеству добывающих скважин. Поскольку количество добывающих скважин, обычно превышает нагнетательный фонд, то параметр ω находится в диапазоне значений от нуля до единицы. Если же количество нагнетательных скважин превышает добывающий фонт то параметр ω будет больше единицы, что говорит об очень интенсивной системе заводнения.

Системы разработки нефтяных залежей

• Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды.
• К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром.
• Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти.
• Кроме этих методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, форсированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д.

Распределение температуры по глубине

Величина изменения температуры с глубиной связана с геотермической ступенью и геотермическим градиентом: геотермический градиент – это прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной положительной температуры, обычно находится в диапазоне от 1,8 до 3,7 ºС. Типичное значение геотермического градиента составляет 3 ºС на 100 метров глубины. Знание температуры по разрезу залежи необходимо при бурении скважин, составлении технологических схем разработки месторождений, а также в процессе эксплуатации залежи при проведении различных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

ТюмГНГУ 66 Саранча А.В.

Новый проектный документ Новый проектный документ составляется в следующих случаях: Истечение срока действия предыдущего проектного документа; Существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов при их разбуривании и разработке; Необходимость изменения эксплуатационных объектов; Необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин; Необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты; Завершение выработки запасов УВС по действующему проектному документу и необходимость применения на месторождении новых методов дополнительного извлечения запасов; Отклонение фактических годовых отборов от проектного уровня более допустимого. Допустимые отклонения фактических годовых отборов нефти от проектных следующие: Уровень годовой добычи нефти, млн.т Допустимое отклонение, % Уровень годовой добычи нефти, млн.т Допустимое отклонение, % До 0,025 50 от 5 до 10 15 от 0,025 до 0,05 40 от 10 до 15 12 от 0,05 до 0,1 30 от 15 до 20 10 от 0,1 до 1 27 от 20 до 25 8,5 от 1 до 5 20 от 25 до 30 7,5 ТюмГНГУ 48 Саранча А.В.

Категории начальных запасов залежей по геологической изученности и степени промышленного освоения Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные—категория С2. Категория C1 – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластовколлекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа. ТюмГНГУ 20 Саранча А.В.

ПЛОТНОСТЬ СЕТКИ СКВАЖИН Сетка скважин – это геометрическое расположение точек (забоев скважин) на плоскости эксплуатационного объекта. Основные сетки – треугольная, квадратная и неравномерная Плотность сетки скважин (ПСС) – показывает какая площадь нефтеностности, приходится на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной, измеряется га/скв. Если площадь нефтеностности равна F, а число скважин n, то ППС = F/n. 1 Га = 100х100м = 10 000 м² = 100 соток = 0,01 км² Для треугольной сетки с расстоянием между скважинами 400 метров (400х400м) ПСС≈13,9 га/скв; при 500х500м ПСС≈21,6 га/скв; при 600х600м ПСС≈31,2 га/скв. Для квадратной сетки при 400х400м ПСС≈16,0 га/скв; при 500х500м ПСС≈25,0 га/скв; при 600х600м ПСС≈36,0 га/скв. Для неравномерной сетки ПСС равняется отношению площади залежи к количеству скважин. ТюмГНГУ Саранча А.В.

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Объем геологических запасов нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях будет равен: Vн.пл. F hэф mот (1 S в ), где F – площадь залежи, м2; (1.1) hэф – эффективная нефтенасыщенная мощность, м; mот – коэффициент открытой пористости, д.е.; Sв – насыщенность остаточной водой, д.е. Далее рассмотрим более подробно составляющие уравнения 1.1, и источники информации о них. ТюмГНГУ 24 Саранча А.В.

Общие классификации И проницаемости ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ КРИВЫЕ ОФП На обоих графических рисунках кривые имеют совершенно одинаковую форму. Разница только в том, что значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) изменяются от нуля до единицы. В естественных условиях водонасыщенность в коллекторе изменяется от остаточной водонасыщенности (фазовая проницаемость по воде равна нулю) до водонасыщенности, соответствующей остаточной нефтенасыщенности (фазовая проницаемость по нефти равна нулю). Концевые точки на кривых ОФП: K’от.н. – относительная фазовая проницаемость нефти при остаточной водонасыщенности Sос.в.; K’от.в. – относительная фазовая проницаемость воды при остаточной нефтенасыщенности Sос.н. ТюмГНГУ Саранча А.В.

ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.5 Рассчитываем количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, при сжимаемости нефти, газа и воды, βн = 2,18∙10-9 1/Па, βг = 75∙10-9 1/Па, βв = 0,44∙10-9 1/Па, соответственно; объеме газа в газовой шапке и воды в подошвенной части залежи Vг = 5∙106 м3, Vв = 20∙107 м3, соответственно. Полученное значение в метрах кубических необходимо перевести в тонны, так как добыча нефти измеряется в тоннах в отличие от газа, замеры которого проводят в м3: dVдн Р ( н Vн г Vг в Vв ) 2372475 (2,18 10 9 20 10 6 75 10 9 5 10 6 0,44 10 9 20 10 7 ) 1231315 м 3 1,23 млн. м 3 0,85 тонн / м 3 1,05 млн. тонн нефти Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 84 Саранча А.В.

ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Существуют два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный. • При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа. Газовой режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. • При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению газонасыщенного объема порового пространства газовой залежи. Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. ТюмГНГУ Саранча А.В.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ Повлиять на проницаемость всего продуктивного пласта разработчики не могут, однако можно увеличить проницаемость в призабойной зоне пласта (ПЗП), путем кислотной обработки, например в карбонатных коллекторах. Источник данного параметра – лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования (ГДИ) и геофизические исследования скважин (ГИС). Наиболее достоверная информация о эффективной проницаемости может быть получена а результате гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации снятием кривой восстановления давления после остановки скважины. Также данные исследования, являются единственным надежным источником оценки совокупного скин-фактора. Однако для проектирования достаточно часто используют данные ГИС (с учетом корреляций на данные по керну), которые всегда имеются по всем скважинам. ТюмГНГУ 124 Саранча А.В.

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» «Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. 10 опрошенных (или 43%) считают , что объединение оказывает негативное влияние на выработку запасов и величину КИН Батурин Ю. Е., Дияшев Р.Н. Закиров С.Н. Лебединец Н.П. Непримеров Н.Н. д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор Щелкачев В.Н. Хисамов Р.С. Лещенко В.Е. Асланян А.М д.т.н., профессор д.г.м.н. В опросе приняли участие 23 специалиста

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТЫ Для поддержания пластового давления и увеличения КИН, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением через нагнетательные скважины в продуктивные пласты воды, газа или других рабочих агентов. Системы заводнения нефтяных пластов подразделяют на законтурные, приконтурные, и внутриконтурные. ТюмГНГУ Саранча А.В.

ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.5 Для того чтобы рассчитать количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, необходимо определить величину снижения пластового давления ΔР. Фонтанирование скважины будет происходить при условии и до того момента, пока пластовое давление Рпл больше, чем давление создаваемое гидростатическим столбом жидкости Рг в скважине, заполненной нефтью. Поэтому, упрощая задачу, будем считать, что снижение пластового давления будет одновременно и равномерно происходить по всей залежи и будет равно, при пластовом давлении вблизи забоя Рпл = 14867475 Па; глубине забоя hз = 1500 м; ускорении свободного падения g = 9,8 м/с2; плотности нефти ρн = 850 кг/м3: Р Рпл н g hз 14867475 12495000 2372475 Па Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 83 Саранча А.В.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Установившийся режим течения наступает после завершения периода неустановившейся фильтрации, когда воронка депрессии достигает границ контура питания (на рисунке синяя линия соответствует установившемуся режиму), и сохраняется при условии, что давление на этой границе должно быть постоянным и не снижаться во времени, что может достигаться за счет открытой границы, через которую происходит приток эквивалентный дебиту скважины. Это возможно когда пластовое давление поддерживается за счет естественного притока или закачки вода (системы ППД). ТюмГНГУ Саранча А.В.

Основные понятия Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи максимально возможного количества углеводородов и содержащихся в них сопутствующих компонентов при выполнении условий экономической целесообразности для пользователя недр и государства. ТюмГНГУ 4 Саранча А.В.

Частичный водонапорный режим • Если объёмная скорость внедрения воды в пласт достаточно высока, но существенно меньше скорости извлечения флюида, то такой режим называют частичным водонапорным режимом. ТюмГНГУ Саранча А.В.

СХЕМА ПЛАСТОВОЙ СВОДОВОЙ ЗАЛЕЖИ ТюмГНГУ Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи 9 Саранча А.В.

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Из уравнения 1.23 коэффициент продуктивности для нефтяных скважин, равен: Q ( Рпл Рз ) k h’эф Rк 18,42 Вн н ln 0,75 S rс . (1.24) Коэффициент продуктивности определяется в результате испытаний скважины на разных забойных давлениях, что достигается путем отработки скважины на штуцерах различного диаметра. ТюмГНГУ 131 Саранча А.В.

Расчет коэффициента извлечения нефти КИН Qизн К выт К охв , Qгзн (1.16) Квыт – коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом (в лабораторных условиях) из колонки представительных образцов керна при соблюдении пластовых условий, среднем в системе градиенте давления, и «бесконечной» (в выходящем из колонки потоке жидкости нефти нет) промывки, к начальному объему нефти в колонке образцов. Определяется в соответствии с отраслевым стандартом (39-195-86) при скоростях продвижения воды 0,5 – 3,0 м/сут. К выт ТюмГНГУ начальная нефтенасыщенность конечная нефтенасыщенность начальная нефтенасыщенность 70 Саранча А.В.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Псевдоустановившийся (квази- или полу-установившийся) режим течения наступает, когда скважина работает достаточно долго, дренируя площадь ограниченную непроницаемым барьером, в которую приток флюида не поступает, а значит давление на контуре будет снижаться во времени с постоянной скоростью при постоянном дебите. 106 ТюмГНГУ Саранча А.В.

НАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОЙ Источники данных насыщенности По данным керна Насыщенность флюидом может определятся по данным керна или путем измерения количества флюидов, экстрагируемых из образца керна, или за счет замеров капиллярного давления. По данным ГИС Водонасыщенность можно измерить косвенно в пластовых условиях при помощи 2-х типов каратажных приборов, а именно каротажа сопротивлений и импульсного нейтронного каротажа. ТюмГНГУ 33 Саранча А.В.

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше чем в поверхностных, так как в недрах Земли, нефть залегает при пластовых давлениях и температурах с растворенным в ней газом, а при извлечении ее на дневную поверхность, где атмосферное давление и температура 20 ºC, этот газ из нее выделяется. Таким образом, значение объемного коэффициента нефти всегда больше 1 и не более 3. Оценивается: 1. В PVT-лабораториях на образцах пластового флюида; 2. В случае отсутствия пластовых флюидов или информации о проведении лабораторных исследований, оценку можно получить с помощью специальных корреляций. ТюмГНГУ 35 Саранча А.В.

Блоковые (рядные) системы заводнения Область применения блокового заводнения: 1) применяются при любых размерах залежей; 2) с любой связью с законтурной зоной; 3) с различным спектром изменений проницаемости коллектора и вязкости нефти. Чем меньше подвижность (отношение проницаемости залежи к вязкости фильтрующейся жидкости), тем меньше ширина залежи, т.е. применяют более интенсивную систему заводнения. По залежам с более высокой гидропроводностью целесообразно осуществлять трехрядное заводнение, а затем дополнять очагами заводнения, при этом эффективность такого заводнения может приближаться к эффективности однорядной системы. Для залежей с наиболее благоприятными ФЕС, часто применяют пятирядную систему, но и здесь нужно предусматривать дополнительное разрезание залежи, применение очагов заводнения; 4) при разработке сильно неоднородных по толщине залежей; 5) с возможностью использования очаговых скважин для влияния на внутренние участки пласта. При выборе расположения нагнетательных скважин необходимо учитывать геологическое строение месторождения и литологическую характеристику пластов. Нагнетательные скважины не следует закладывать на участках пласта с малой проницаемостью и мощностью из-за малой приемистости скважины. Как правило расстояние между нагнетательными скважинами в ряду в два раза меньше, чем в добывающем ряду, так как закачиваемая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Основным недостатком блоковой системы заводнения является невозможность ее применения на сильно прерывистых, линзовидных пластах из-за вероятности попадания при разбуривании рядов в неэффективную зону пласта (отсутствие коллектора). А также слабое влияние закачки на центральные ряды добывающих скважин при многорядных ситстемах

НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Рассмотрим следующий пример, представленный на нижнем рисунке . В природной ловушке скопились углеводороды, которые снизу подпирает законтурная вода, подпитка которой производится с поверхности Земли. По результатам исследований проведенных в скважине номер 1 был определен уровень ВНК, который находится на глубине Hвнк, относительно уровня моря (или уровня грунтовых вод). Уровень ГНК находится на глубине hгнк, он будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, в скважине номер 2. ТюмГНГУ 52 Саранча А.В.

Виды проектных документов Проектирование разработки, как и разработка месторождений носит стадийный характер и осуществляется на основании следующих проектных документов: • Проект пробной эксплуатации и дополнение к нему; • Технологическая схема опытно-промышленной разработки (залежей или участков залежей) (ОПР) и дополение к нему; • Технологическая схема разработки и дополнение к ней; • Технологический проект разработки и дополнение к нему. ТюмГНГУ 43 Саранча А.В.

Технологическая схема ОПР Составляется для отдельных залежей, эксплуатационных объектов, участков или месторождений в целом, находящихся на любой стадии разработки, для проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Под системой разработки месторождения понимается сетка размещения добывающих и нагнетательных скважин, очередность их ввода в эксплуатацию, темпы отбора продукции, технологии и технические средства воздействия на продуктивные пласт (пласты) с целью интенсификации добычи и повышения извлечения нефти. ТюмГНГУ 45 Саранча А.В.

СХЕМА СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ ТюмГНГУ 13 Саранча А.В.

Общие классификации проницаемости НОРМИРОВАНИЕ КРИВЫХ ОФП Кривые ОФП нормируют, принимая в качестве абсолютной проницаемости не проницаемость по газу, а эффективную проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности. В результате такой нормировки фазовых проницаемостей, относительная фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности будет равна единице. На верхнем рисунке представлены типичные кривые относительных фазовых проницаемостей, без нормировки, когда за абсолютное значение проницаемости берется проницаемость по газу, а на нижнем рисунке, представлены эти же кривые после нормировки. В таблице на следующем слайде представлены данные лабораторных исследований керна, на базе которых построены графики рисунка. ОФП используются в расчете многофазной фильтрации в гидродинамических моделях. ТюмГНГУ Саранча А.В.

Нефть • Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СnН2n+2), нафтеновой (СnН2n, СnН2n-2, СnН2n-4) и ароматической (СnН2n-6, 12, 18, 24) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлорганические комплексы. Кислород в нефтях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых условиях в том или ином количестве содержится растворенный газ. ТюмГНГУ 88 Саранча А.В.

Плотность нефти Отношение массы к занимаемому объему (кг/м3 или г/см3). Классификация нефтей по плотности: • 780-850 кг/м3 – легкая нефть, • 851-899 кг/м3 – нефти средней плотности, • 900-1000 кг/м3 – тяжелые нефти, • более 1000 кг/м3 – битумы. ТюмГНГУ 91 Саранча А.В.

Расчет коэффициента извлечения нефти или с учетом 1.19 можно представить в таком виде: Vдн н Vн P г Vг P в Vв Р, (1.21) где βн, βг и βв – сжимаемости нефти, газа и воды, соответственно, 1/Па; Vн, Vг и Vв – объем, занимаемый нефтью, газом и водой, соответственно, м3; ΔР – снижение давления, Па. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ Саранча А.В.

КОЭФФИЦИЕНТ ПРОВОДИМОСТИ Коэффициент выражение: Т Q проводимости представляет собой следующее k hэф 18,42 В k hэф Рпл Pз 18,42 В Rк ln 0,75 S rс Коэффициент проводимости величина неизменная, и воздействовать на нее каким-либо способом разработчики не могут. Для увеличения производительности скважин, можно либо увеличить депрессию на пласт (путем снижения забойного давления или увеличения пластового давления посредством закачки), либо в уменьшении скинфактора (уменьшение гидравлических сопротивлений в ПЗП в результате проведения ГРП, кислотных обработок, реперфорации и др.) ТюмГНГУ 110 Саранча А.В.

Положения обосновываемые в проектных документах Выделение эксплуатационных объектов; Системы размещения и плотности сетки скважин (ППС), а также уровни, темпы и динамику добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачку в них вытесняющих агентов по годам; Выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей и др.; Мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению гидродинамических, физико-химических, газовых, тепловых методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа; Опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений; Мероприятия по обеспечению установленного норматива использования попутного газа (не менее 95 %); Продолжение следует ТюмГНГУ 40 Саранча А.В.

Плотность пластовой нефти определяется по формуле: н.пл. н Rs г Вн , где ρн – плотность разгазированной нефти, кг/м3; Rs – газосодержание, м3/т; ρг – плотность газа, кг/м3; Вн – объемный коэффициент нефти, безразмерный ТюмГНГУ 92 Саранча А.В.

Исходная информация для составления проектных документов Данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков; Требование технического задания на проектирование; Лицензия на право пользования недрами и лицензионное соглашение; Составленные ранее проектные документы и протоколы их рассмотрения; Результаты сейсмических, геофизических и промысловых исследований скважин и пластов; Результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин; Последний отчет по подсчету запасов УВС; Ежемесячные сведенья по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения; Результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов; Результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты; Гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетнемерзлых пород; Прогнозные цены реализации нефти и газа. ТюмГНГУ Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г.39 Саранча А.В.

ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

ПОПРАВКА НА ЭФФЕКТ КЛИНКЕНБЕРГА Из-за эффекта Клинкенберга измеренные значения проницаемости образцов по газу выше абсолютных значений по жидкости. Клинкенберг обнаружил, что если измерить проницаемость по газу на нескольких давлениях и построить график зависимости проницаемости от обратной величины среднего давления, то экспериментальные точки лягут на прямую. Если эту линию экстраполировать на точку 1/Робр.ср=0 (бесконечное давление), отсекаемый ею на оси ординат отрезок будет представлять собой абсолютную проницаемость, эквивалентную гидравлической абсолютной проницаемости по жидкости. Для каждого газа и на каждой депрессии рассчитывается обратное среднее давление по формуле: 1 2 Робр.ср Рср Рвх Рвых где Рср =(Рвх+Рвых)/2 – среднее давление эксперимента. ТюмГНГУ 117 Саранча А.В.

Классификация запасов нефти и газа • НИЗ – объем нефти и газа извлечение которых возможно при эффективном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом технологического прогресса. • Экономически нерентабельные запасы объем углеводородного сырья извлечение которого при существующих технологиях экономически нерентабельно даже при эффективном использовании современных технологий добычи. • Неподвижные запасы – объем нефти и газа не участвующий в процессах фильтрации при существующих технологиях добычи. ТюмГНГУ 16 Саранча А.В.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Средний дебит действующих скважин по нефти – количество нефти в тоннах добываемое средне действующей скважиной в сутки. Поскольку дебит нефтяных скважин не постоянен, а склонен к снижению, то обычно рассчитывается среднегодовой дебит действующих скважин по нефти. Средний дебит действующих скважин по жидкости – суммарное количество нефти и воды в тоннах добываемое средне действующей скважиной в сутки. Текущая обводненность – доля дебит воды*100/дебит жидкости=%. воды в потоке, рассчитывается: Водонефтяной фактор – показывает какое количество воды в тоннах добывается с одной тонной нефти, бывает текущим и накопленным: Текущий водонефтяной фактор (текущий ВНФ) – отношение текущей добычи воды к текущей добычи нефти. Накопленный водонефтяной фактор (накопленный ВНФ) – отношение накопленной добычи воды к накопленной добычи нефти. ТюмГНГУ Саранча А.В.

БАРЬЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Эта разновидность заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласт образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время. ТюмГНГУ Саранча А.В.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ В этом примере давление на уровне ВНК будет соответствовать нормальному гидростатическому: РВНК п.в. g H внк Ратм , Па , (1.5) где Рвнк – давление на уровне ВНК, Па; ρп.в. – плотность пластовой воды, приблизительно равна 1000 кг/м3; Нвнк – глубина уровня ВНК относительно уровня моря, м; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; Ратм – атмосферное давление, равное 101325 Па (0,1 МПа). ТюмГНГУ 53 Саранча А.В.

Расчет коэффициента извлечения нефти Как известно, давление создаваемое гидростатическим столбом нефти в скважине, равно: Pг н g hз , где ρн – плотность нефти, которой заполнена скважина от устья до забоя, кг/м3; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; hз – глубина от устья до забоя, м; Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 76 Саранча А.В.

НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Таким же образом можно найти давление на забое Рз на любой глубине hз, в диапазоне глубин от hгнк до Hвнк (т.е. в нефтенасыщенной части пласта), используя следующее уравнение: Рз РВНК н g ( H внк hз ), ТюмГНГУ Па . (1.9) 56 Саранча А.В.

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» «Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. из этого количества 8 считают, что пласты в один объект разработки лучше не объединять Щелкачев В.Н. д.т.н., профессор Лебединец Н.П. д.т.н., профессор Закиров С.Н. д.т.н., профессор Хисамов Р.С. Дияшев Р.Н. д.т.н., профессор Лещенко В.Е. Непримеров Н.Н. д.т.н., профессор Асланян А.М д.г.м.н. В опросе приняли участие 23 специалиста

ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ От правильной оценки режима дренирования залежи зависят технологические показатели отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи. Определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно. ТюмГНГУ Саранча А.В.

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» «Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. 14 опрошенных (или 60%) допускают объединение пластов при определенных условиях Баишев Б.Т., д.т.н., профессор Гутман И.С. д.т.н., профессор Боксерман А.А. д.т.н., профессор Чоловский И.П. д.т.н., профессор Муслимов Р.Х. Жданов С.А. д.т.н., профессор д.т.н., профессор Лозин Е.В. д.т.н., профессор Халимов Э.М. д.т.н., профессор Мартос В.Н. д.т.н., профессор Ревенко В.М. к.т.н. Иванова М.М. Лысенко В.Д. д.т.н., профессор д.т.н., профессор Юдин В.М. Сазонов Б.Ф. В опросе приняли участие 23 специалиста

Категории начальных запасов залежей по геологической изученности и степени промышленного освоения Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные—категория С2. Категория А—запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие). 3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или газа. ТюмГНГУ 18 Саранча А.В.

Термины и определения Пласт – геологическое тело относительно однородного состава, характеризующийся сходными стратиграфическими и литологическими свойствами, для которого допустимы зональная и вертикальная формы неоднородности, ограниченное практически параллельными поверхностями – кровлей и подошвой. Пропласток – часть пласта, под которым обычно понимается прослой находящийся в интервале общей толщины пласта, ограниченный сверху и снизу другими слоями отличающимися фильтрационно-емкостными и другими физическими свойствами. Залежь углеводородов – естественное единичное скопление жидких и газообразных углеводородов в ловушке, образованной породой коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Месторождение (углеводородов) – совокупность залежей углеводородов, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. и др. источников ТюмГНГУ 5 Саранча А.В.

Свойства нефти в стандартных и пластовых условиях • В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся: плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, плотность и вязкость. ТюмГНГУ 90 Саранча А.В.

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов. Следующие линии на картах означают: – ∙ – внешний контур нефтеностности; – ∙∙ – внутренний контур нефтеностности; – х – внешний контур газоностности; – хх – внутренний контур газоностности. Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом: категория А – красным; категория В – синим; категория С1 – зеленым; категория С2 – желтым. На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта). ТюмГНГУ 23 Саранча А.В.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Закачка рабочего агента – количество метров кубических в год, обычно воды, закачиваемое через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Закачка рабочего агента с начала разработки – накопленное количество метров кубических, обычно воды, закачиваемое через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Компенсация отборов – показывает какой процент компенсируется нагнетаемым рабочим агентом добываемым количеством жидкости. Рассчитывается как отношение количества закаченной жидкости в метрах кубических к количеству добытой жидкости в метрах кубических. Поскольку добычу жидкости измеряется в тоннах то ее необходимо перевести в метры кубические. 100 % означает что закачка рабочего агента равна добыче жидкости. Компенсация отборов бывает накопленная и текущая. ТюмГНГУ Саранча А.В.

Общие НОРМИРОВАНИЯ классификации проницаемости ПРОЦЕДУРА КРИВЫХ ОФП Для нормирования кривых используют следующие соотношения: k нор.от.н ( S в ) ОФП kн (Sв ) k (S ) k нор.от.в ( S в ) в в k ‘ н ( Sос.в ) k ‘ н ( Sос.в ) где kнор.от.н(Sв) и kнор.от.в(Sв) – нормированные ОФП по нефти и воде, соответственно, (Sв) означает, что величины kнор.от.н и kнор.от.в не постоянны, а изменяются в зависимости от степени насыщения водой; kн(Sв) и kв(Sв) – фазовые проницаемости по нефти и воде соответственно, также являются не постоянными величинами зависящими от степени насыщения водой; k’(Sос.в) – фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности. В нижней таблице по результатам которой построены графики кривых ОФП, фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности k’(Sос.в) = 30 мД Эффективные Относительные проницаемости, фазовые мД проницаемости, д.ед. по нефти по воде по нефти по воде kн kв kот.н kот.в Нормированные относительные фазовые проницаемости, д.ед. по нефти по воде kот.н kот.в Проницаемость по газу, мД Sв, д.ед. 100 0,25 30,00 0,00 0,30 0,00 1,00 0,00 100 0,30 20,00 0,20 0,20 0,00 0,67 0,01 100 0,40 10,00 1,00 0,10 0,01 0,33 0,03 100 0,50 5,00 3,00 0,05 0,03 0,17 0,10 100 0,60 2,50 5,00 0,03 0,05 0,08 0,17 100 0,70 1,00 8,00 0,01 0,08 0,03 0,27 100 0,80 ТюмГНГУ 0,00 12,00 0,00 0,12 0,00 0,40 Саранча А.В.

РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ Температура на поверхности Земли зависит от освещенности Солнцем и может изменяться в широких пределах. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее одного метра, а годовые – на глубине примерно 15 метров. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянно и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины недр Земли. Температура по мере углубления возрастает, что показывают многочисленные исследования и замеры, проводившиеся в скважинах. На севере Западной Сибири, где очень низкая температура в зимнее время года, а среднее годовое ее значение может быть ниже минус 10 ºС, встречаются многолетние мерзлые породы (ММП). Эти породы имеют отрицательную или нулевую температуру. Толщина таких пород колеблется и на некоторых участках достигает 500-700 м. ТюмГНГУ 64 Саранча А.В.