Разработка нефтяных месторождений

Закачка воды в нефтяной пласт

Закачка воды в нефтяной пласт (заводнение, поддержание пластового давления, нагнетание воды в нефтяной пласт) – вторичный метод увеличения нефтеотдачи, при котором вода закачивается через нагнетательные скважины в нефтяной пласт для поддержания пластового давления и увеличения продуктивности добывающих скважин.

Подтоварная вода

Основу подтоварной воды составляет пластовая вода, которая выделяется и осаждается на дне резервуаров в результате отстаивания скважинной продукции (водо-нефтяной эмульсии). Также для поддержания пластового давления может быть использована вода из водозаборных скважин.

Системы разработки нефтяных залежей

Виды систем

• Система разработки месторождения – это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение углеводородов и попутных компонентов из залежей, и управление этим процессом.

• Наиболее часто встречающиеся системы разработки – это системы с применением заводнения.

Основные виды систем разработки

1. Законтурное заводнение
2. Приконтурное заводнение
3. Внутриконтурное заводнение

Недостатки

Основные недостатки законтурного и приконтурного заводнения:

• Низкое воздействие на центральную часть залежи на крупных месторождениях.
• Невозможность оказать воздействие на отдельные участки пласта с пониженным давлением.
• Значительная часть воды уходит за контур нефтеносности при использовании этих методов.
• Неприменимы для неоднородных по площади или по пластованию залежей.

Виды неоднородности

• По напластованию (толщине)
• По площади

Внутриконтурное заводнение

Из внутриконтурных систем заводнения наиболее распространены:

• Блоковые (рядные) системы
• Площадные
• Очаговые
• Барьерные

При данных системах, для различия от предыдущих, закачка воды осуществляется в нефтяную часть залежи. Интенсивность заводнения – это отношение количества нагнетательных скважин к добывающим, которое показывает, на какое количество добывающих скважин должна оказывать влияние одна нагнетательная скважина.

Блоковые (рядные) системы заводнения

При блоковой (рядной) системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.

Закачка воды в пласт производится через нагнетательные скважины, расположенные параллельными рядами, которые называются разрезающими рядами. Ряды добывающих скважин располагаются параллельно разрезающим рядам.

Отбор нефти из добывающих скважин достигается расширением полосы воды, созданной вдоль нагнетательного ряда, и перемещением ее границ в направлении к добывающим рядам. В пределах блока располагают нечетное количество рядов добывающих скважин (не более 5), при этом внутренний ряд обычно играет роль стягивающего, чтобы не было потерь нефти во внутренних рядах скважин.

В зависимости от количества рядов добывающих скважин различают однорядную, трехрядную и пятирядную блоковые системы заводнения. Опыт разработки показал, что более пяти рядов применять нельзя, так как во внутренних рядах закачка ощущаться не будет и пластовое давление будет падать.

Добывающие скважины располагают как в линейном порядке, так и в шахматном. Интенсивность (w) – систем составляет однорядных 1:1, трехрядных – 1:3, пятирядных – 1:5.

Типы блоковых систем заводнения

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.

При разработке сильно неоднородных по толщине залежей и с возможностью использования очаговых скважин для влияния на внутренние участки пласта, блоковое заводнение также подходит.

Расположение нагнетательных скважин

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.

Недостатки блоковой системы заводнения

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). Также наблюдается слабое влияние закачки на центральные ряды добывающих скважин при многорядных системах.

Площадное заводнение

Помимо блоковых систем заводнения широко используются внутриконтурные системы с площадным расположением скважин, которые являются более активными.

Пятиточечная система

Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Интенсивность W=1:1.

Семиточечная система

Элемент системы представляет собой правильный шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре, w = 0,5.

Девятиточечная система

Элемент системы представляет собой квадрат с тремя добывающими скважинами на каждой стороне квадрата и нагнетательной скважиной в центре, w = 0,33.

Тринадцатиточечная система

Элемент системы представляет собой шестиугольник с тремя добывающими скважинами на каждой стороне и нагнетательной скважиной в центре. Интенсивность w = 0,2.

Чем больше показатель w, тем выше интенсивность системы заводнения.

Площадное заводнение

Область применения площадного заводнения:

• в однородных залежах
• в залежах с высокой неоднородностью по площади
• в пластах с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти

При площадной системе заводнения можно обеспечить более высокий темп отбора при меньшем количестве скважин.

Очаговое заводнение

Очаговое заводнение применяют с начала разработки небольших по размерам линзовидных или экранированных залежей с сложным геологическим строением.

Чаще всего в поздних стадиях разработки с целью добычи нефти в невыработанных участках залежи.

При разработке залежей с внутриконтурным заводнением очаговое заводнение дополнительно применяют в тех случаях, когда на участках залежи происходит снижение пластового давления и отборов нефти в результате неоднородности залежей или изменений коллекторских свойств пласта.

Барьерное заводнение При опережающей разработке нефтяной части пласта нефтегазовой залежи применяется особый вид заводнения – барьерное заводнение. Нагнетательные скважины барьерного заводнения отсекают газовую часть залежи от нефтяной. Препятствуют прорыву газа к забоям нефтяных скважин, смещению ГНК в нефтенасыщенную область. Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор в раза, по сравнению с разработкой без воздействия на пласт. Газодобывающие скважины используются для снижения давления в газовой шапке Скважины барьерного заводнения размещаются на внутреннем контуре газоносности.

ТюмГНГУ Разработка нефтяных месторождений Составил: Доцент кафедры РЭНГМ: Саранча Алексей Васильевич

Содержание курса Стр. 1. Основные понятия, термины и сокращения 3 2. Характеристика месторождений (залежей) по фазовому состоянию 6 3. Основные осадочные породы 7 4. Основные типы залежей 8 5. Классификации запасов нефти и газа 14 6. Градация месторождений по величине извлекаемых запасов 17 7. Оценка запасов нефтяных месторождений 22 8. Проектные документы на разработку нефтяных и газовых месторождений 37 9. Распределение пластового давления по глубине залежи, не затронутой разработкой 49 10. Характер распределения температуры по глубине 50 11. Расчет коэффициента извлечения нефти при первичной разработке залежи 68 12. Основные свойства нефти 87 13. Производительность нефтяных скважин 102 14. Оценка коэффициента продуктивности нефтяных скважин 130 15. Характеристика притока двухфазного флюида по методу Вогеля 138 16. Пластовые режимы нефтяных и газовых залежей 150 17. Объекты разработки и их выделение 162 18. Системы разработки (заводнения) нефтяных месторождений 176 19. Периоды (стадии) разработки нефтяных месторождений 199 20. Технологические показатели разработки нефтяных месторождений 206 ТюмГНГУ Литература Саранча 212 А.В.

Сокращения ВНК – водонефтяной контакт ГДИ – гидродинамические исследования (скважин и пластов) ГИС – геофизические исследования скважин ГКЗ – государственная комиссия по запасам полезных ископаемых ЦКР – центральная комиссия по разработке ГРП – гидравлический разрыв пласта ГНК – газонефтяной контакт ГВК – газоводяной контакт ВНЗ – водонефтяная зона ГНЗ – газонефтяная зона ГНВЗ – газонефтеводяная зона ЧНЗ – чисто нефтяная зона КИН – коэффициент извлечения нефти КИГ – коэффициент извлечения газа КИК – коэффициент извлечения конденсата ОПЗ – обработка призабойной зоны ППД – поддержание пластового давления УВС – углеводородное сырье ЦГМ – цифровая геологическая модель ЦФМ – цифровая фильтрационная модель ЧДД – чистый дисконтированный доход УВС – углеводородное сырье ОПР – опытно-промышленная разработка НГЗ – начальные геологические запасы НИЗ – начальные извлекаемые запасы ГТМ – геолого-технические мероприятия ТюмГНГУ 3 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.

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.

Характеристика месторождений (залежей) по фазовому состоянию • Нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; • Газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи; • Нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%; • Газовые (Г), содержащие только газ; • Газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; • Нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат. Представленная далее информация посвящена разработке нефтяных и газонефтяных месторождений ТюмГНГУ 6 Саранча А.В.

ОСНОВНЫЕ ОСАДОЧНЫЕ ПОРОДЫ Существуют два главных типа осадочных пород: 1. 2. Карбонатные породы состоят в основном из известняков и доломитов, которые сформировались из скелетов останков древних коралловых рифов и других организмов или неорганических веществ, выпадение которых происходило непосредственно в водной среде. Терригенные (Обломочные) породы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные отложения образуются за счет их сноса со стороны суши и накопления обломочного материала (гравия, песка, глины и др.) – продуктов разрушения ранее существовавших горных пород на дне водных бассейнов. Для характеристики терригенных коллекторов значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. ТюмГНГУ 7 Саранча А.В.

ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ Различают три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные и экранированные (литологически, тектонически и стратиграфически); ТюмГНГУ 8 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.

СХЕМА МАССИВНОЙ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1.внешний контур газоносности, 2.внешний контур нефтеносности. ТюмГНГУ 10 Саранча А.В.

СХЕМА ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ ТюмГНГУ 11 Саранча А.В.

СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ ТюмГНГУ 12 Саранча А.В.

СХЕМА СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ ТюмГНГУ 13 Саранча А.В.

КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА ТюмГНГУ 14 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.

Градация месторождений (залежей) нефти и газа по величине извлекаемых запасов (действующая классификация) • уникальные, содержащие более 300 млн. тонн нефти или более 500 млрд. куб. метров газа; • крупные, содержащие от 60 до 300 млн.тонн нефти или от 60 до 500 млрд. куб. метров газа; • средние, содержащие от 15 до 60 млн.тонн нефти или от 15 до 60 млрд. куб. метров газа; • мелкие, содержащие менее 15 млн.тонн нефти или менее 15 млрд. куб. метров газа. ТюмГНГУ 17 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 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.

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 В – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа. ТюмГНГУ 19 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.

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 С2 – запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований: неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей. ТюмГНГУ 21 Саранча А.В.

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТюмГНГУ 22 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.

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.

ПЛОЩАДЬ НЕФТЕ И/ИЛИ ГАЗОНОСТНОСТИ Для определения площади нефте или газоносности F необходимы данные сейсморазведки (информация о глубинном строении осадочных толщ) и каротажные исследования разрезов скважин в около скважинном пространстве (информация о свойствах разбуренных пород, выявление продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов или же водонасыщенных интервалов). Полученная информация дает представление о глубинном строении осадочных толщ, горизонтальном положении контактов ВНК, ГНК, ГВК и соответственно о контурах (площади F) нефте и газоностности, что позволяет составлять структурные карты и подсчетные планы, которые представляют собой карты глубин залегания кровли продуктивных пластов в абсолютных отметках. ВНК – водонефтяной контакт ГНК – газонефтяной контакт ГВК – газоводяной контакт ТюмГНГУ 25 Саранча А.В.

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ На рисунке черным цветом представлен продуктивный нефтенасыщенный пропласток, коричневым непроницаемая кровля, синим законтурная вода. Красные линии – скважины, в которых в результате геофизических исследований были определены эффективная мощность и положение ВНК, а также геометрическая форма залежи, что позволяет дать приблизительную оценку какой объем имеет сама нефтенасыщенная залежь. ТюмГНГУ 26 Саранча А.В.

СЕЙСМОРАЗВЕДКА . ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПОНЯТИЯ Сейсморазведка – позволяет определить структуру залегания пород (геометрические формы) и местонахождения предполагаемых ловушек углеводородов путем «просвечивания» подземного пространства звуковыми волнами. Сейсморазведка не позволяет определить наличие углеводородов в предполагаемой ловушке. Наличие углеводородов может быть подтверждено только путем бурения поисковых скважин. Источником сейсмического сигнала на суше, излучающим в землю сейсмические волны служит «Вибросейс», представляющий собой большой гидравлический пресс-вибратор, смонтированный на грузовике таким образом, чтобы он мог производить колебания почвы заданной частоты и амплитуды. Приемниками сейсмического сигнала служат устройства регистрирующие сейсмические волны. На суше используют геофон – детектор, регистрирующий вибрации почвы в виде сейсмограммы, графика смещения поверхности от времени. Виды поверхностной сейсморазведки Профильные 2D –иисточники и сейсмоприемники располагаются вдоль одной линии; 3D – источники и сейсмоприемники покрывают некоторую площадь; 4D – регистрируются различия в сейсмограммах нескольких 3D (или 2D) сейсмических исследований, проводимых на одной и той же площади (вдоль одного и того же профиля), но в разное время, с целью суждения о процессах и изменениях, произошедших за время между сейсмическими исследованиями. 27 ТюмГНГУ Саранча А.В.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Открытием месторождения считается, когда в поисковой скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. После чего начинается разведочный этап. Составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения, определения абсолютных отметок ВНК, ГВК, ГНК, а также оконтуривания углеводородных залежей. Для этих целей в пробуренных поисково-разведочных скважинах проводятся комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), позволяющий определять положение контактов нефть вода, газ – вода, газ- нефть, т.е. нефтегазо или водонасыщенности, выявления коллекторов, количественного определения фильтрационно-емкостных свойств, а также эффективных нефтегазонасыщенных толщин продуктивных горизонтов. ТюмГНГУ 28 Саранча А.В.

КОЭФФИЦИЕНТ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот, которые являются результатом того, что песчаные зерна и частицы карбонатного материала, слагающие песчаниковые и известняковые коллекторы, никогда не прилегают идеально плотно друг к другу. Пустотное пространство, всегда существует в горных породах между слагающими зернами и называется поровым или межзерновым пространством, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями и/или газами). Поровое пространство характеризуется коэффициентом пористости, который выражаются в долях единицах или его можно перевести в проценты путем умножения на 100. В расчетах всегда используется в долях единиц. Пористость важнейший емкостной параметр горных нефтегазосодержащих пород, так как используется при подсчете запасов углеводородных месторождений. ТюмГНГУ 30 Саранча А.В.

КОЭФФИЦИЕНТ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ Открытая пористость – это объем открытых связанных поровых каналов. Коэффициент открытой пористости mот равен отношению суммарного объема открытых пор Vоп к объему образца породы Vобр. Vоп mот . Vобр Источники данных пористости По данным керна Пористость горных пород измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах горных пород цилиндрической формы, более или менее равномерно выпиливаемых из керна. По данным ГИС Если определение пористости по кернам называют прямыми методами оценки, то к косвенным можно отнести интерпретацию каротажных диаграмм полученных в результате различных геофизических исследований скважин (ГИС), которые в свою очередь калибруются на данные керна и позволяют иметь представление об изменении пористости в разрезе скважин. ТюмГНГУ 31 Саранча А.В.

НАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОЙ В нефтегазонасыщенных залежах помимо нефти или газа, всегда содержится некоторое количество воды, которая называется остаточной (связаной или реликтовой). Природа связанной воды Вода может находиться не только в подошвенной части залежи или ее законтурных областях. Некоторое количество воды, может содержаться в любой точке коллектора, насыщенного углеводородами и даже в значительном удалении выше от водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Связано это с тем, что поровая структура осадочного материала во время его отложения и литификации, первоначально была пропитана морской водой, но на последующих этапах погружения породы и формирования определенной структуры ловушки, происходит накопление углеводородов, и вытеснение воды в пониженные части залежи. При этом не вся вода может быть вытеснена при этих процессах из нефтегазонасыщенных коллекторов, и поэтому в продуктивных пластах также всегда содержится некоторое количество воды, которая и называется остаточной. ТюмГНГУ 32 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 Все нефти, находясь под действием высоких пластовых давлений и температур, содержат некоторое количество растворенных в них газов. Поэтому объем нефти с растворенным в ней газом в пласте, необходимо приводить к стандартным условиям на поверхности Земли после ее дегазации. Этот поверхностный объем Vн.пов в стандартных условиях ставится на государственный баланс РФ и расчитыаается по формулебудет равен: Vн.пов F h’эф mот (1 S в ) / Вн , (1.2) где Вн – объемный коэффициент пластовой нефти, численно равный: (Vпл ) P ,T м3 Вн , 3 Vпов м (1.3) где (Vпл)Р,Т – объем нефти в пластовых условиях при давлении Р и температуре Т, м3; Vпов – объем той же нефти после ее дегазации, при атмосферном давлении и температуре 20 ºC, м3. ТюмГНГУ 34 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.

ПРОЕКТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТюмГНГУ 37 Саранча А.В.

Проектирование разработки месторождений Добыча углеводородного сырья УВС может осуществляться только на основании утвержденного проектного документа на разработку месторождения (залежи). Вид проектного документа определяют в зависимости от стадии разработки месторождения. Проектный документ содержит комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, а также контроль процесса разработки. ТюмГНГУ 38 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.

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.

Положения обосновываемые в проектных документах Продолжение Требования к конструкции скважин, рекомендации по их проводке, заканчиванию и освоению; Требования к способам подъема жидкости из скважин; Рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; Основные требования к системам сбора и подготовки нефти; Основные требования к системам поддержания пластового давления; Объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения; Мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; Порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов; Рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин. Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. ТюмГНГУ 41 Саранча А.В.

Термины и определения Под выборочной отработкой запасов нефти понимается интенсивный отбор на начальных стадиях разработки из наиболее продуктивной (высокодебитной) или легкодоступной части эксплуатационного объекта (объектов), приводящей к разбалансированности реализуемой проектной системы разработки, направленной максимальное извлечение нефти. Под эксплуатационным объектом или объектом разработки понимается продуктивный пласт (залежь) или группа пластов (залежей), разрабатываемых единой сеткой скважин. Под доразведкой месторождения понимаются работы по уточнению геологического строения углеводородного месторождения, которые проводятся на любом этапе разработки месторождения и могут состоять из сейсмических исследований, бурения или углубления разведочных и эксплуатационных скважин в пределах лицензионного участка. Из правил разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. ТюмГНГУ 42 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.

Проект пробной эксплуатации составляется по данным разведки, при недостатке исходных данных для составления технологической схемы разработки. Основные задачи: Составление и реализация программы изучения месторождения и исследовательских работ; Предварительное выделение эксплуатационных объектов и составление их первых геологических и фильтрационных моделей; Оценка добычных возможностей эксплуатационных объектов; Определение перспектив добычи углеводородов; Оценка перспектив использования попутного газа и других сопутствующих компонентов; Оценка эффективности техники и технологии строительства скважин, добычи нефти, обустройства промыслов, методов повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин. ТюмГНГУ 44 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.

Технологическая схема разработки • Данный проектный документ составляется по данным разведки и пробной эксплуатации и определяет предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом. ТюмГНГУ 46 Саранча А.В.

Технологический проект разработки • является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки. Составляется после завершения бурения 70 % и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов. ТюмГНГУ 47 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.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ГЛУБИНЕ ЗАЛЕЖИ, НЕ ЗАТРОНУТОЙ РАЗРАБОТКОЙ ТюмГНГУ 49 Саранча А.В.

ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЯХ В пластах-коллекторах существует несколько видов давлений – это горное давление (литостатическое или геостатическое), поровое давление (пластовое давление или давление флюидов) и давление, обусловленное эффективными напряжениями скелета пласта (давление между зернами породы или вертикальное напряжение скелета породы). Эти три вида давлений связаны между собой следующей зависимостью: Pг Рпл Рэ , где Рг – полное горное давление; Рпл – пластовое давление; Рэ – давление, обусловленное эффективным напряжением скелета пласта. Наиболее важным для разработки является пластовое давление, действующее на флюиды (пластовые вода, нефть, газ) в поровом пространстве пласта. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях будет равно гидростатическому напору столба воды от поверхности до данного подземного пласта. ТюмГНГУ 50 Саранча А.В.

НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Нефть, газ и вода находятся в пластах под давлением, которое называется пластовым (или поровым). Величина пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта, вышележащих горных пород, тектонических сил, температуры, химических процессов происходящих в данной конкретной залежи. Если залежь отличается значительными углами падения, то пластовое давление в верхних и нижних его частях будет различным. ТюмГНГУ 51 Саранча А.В.

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.

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.

НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Давление на уровне ВНК, определенное из уравнения 1.5 измеряется в Па, для того чтобы получить результат МПа необходимо умножить на 10-6: РВНК ( п.в. g H внк Ратм ) 10 6 , ТюмГНГУ МПа . (1.6) 54 Саранча А.В.

НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Давление на уровне ГНК, который находится на глубине hгнк, можно найти из следующего уравнения: РГНК РВНК н g ( H внк hгнк ), или РГНК ( РВНК н g ( H внк hгнк )) 10 6 , Па , МПа , (1.7) (1.8) где ρн – плотность нефти, кг/м3; hгнк – глубина уровня ГНК относительно уровня моря, м. ТюмГНГУ 55 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.

НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Рассмотрим следующий случай, была пробурена только скважина номер 2 (см. нижний рисунок). Ее забой находится в нефтеносной части пласта, т.е. в диапазоне глубин от hгнк до Hвнк, на глубине hз. Также известно пластовое давление замеренное на забое этой скважины Рз, которое было определено в ходе испытаний. Как уже было отмечено выше, уровень ГНК будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, однако уровень ВНК, виден не будет, поскольку он находится ниже, поэтом неизвестно на какой глубине он находится. Определить этот уровень можно, используя следующее уравнение, которое выводится из соотношений 1.5 и 1.9: Pз Pатм н g hз H ВНК , п .в g н g ТюмГНГУ м . (1.12) 57 Саранча А.В.

АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Залежи, в которых величина начального пластового давления существенно отличается от расчетной составляющей, соответствующей нормальному гидростатическому давлению, считаются залежами с аномальным пластовым давлением. В таких залежах пластовое давление на различных глубинах будет отличаться на постоянное значение С, которое имеет положительное значение при аномально высоком гидростатическом давлении и отрицательное значение при аномально низком. РВНК п.в. g H внк Ратм C, Па . (1.13.1) Также для оценки степени аномальности используется коэффициент аномальности k, представляющий собой отношение пластового давления Рпл, в скважине на некоторой глубине, к условно гидростатическому давлению Ру.гидр. За последнее принимают расчетное давление столба жидкости с неизменной плотностью 1000 кг/м3 и высотой, равной этой глубине. По сути, k – это технологический показатель, используемый в проектах бурения скважин для расчета средней плотности бурового раствора, способного уравновесить пластовое давление флюида при вскрытии пласта на определенной глубине. k ТюмГНГУ Pпл Р у.гидр. (1.13.2) 59 Саранча А.В.

АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Залежи с аномально высоким давлением могут возникнуть в водоносном пласте, если он эффективно изолирован от окружающих пластов, так что была нарушена непрерывность передачи гидростатического давления до поверхности. Наряду с этим в залежи могли произойти, как одновременно, так и по отдельности следующие процессы, способствующие развитию аномального пластового давления: – изменение температуры. Возрастание температуры приводит к увеличению давления в изолированной водоносной системе; – тектоническое поднятие залежи, в результате которого пласт, содержащий углеводороды оказывается на меньшей глубине быстрее, чем происходит отток жидкости из него, или действие такого геологического процесса, как эрозия поверхности, в результате которой срезаются верхние перекрывающие отложения в области питания и тем самым снижающие нагрузку на пласт. И то и другое приводит к тому, что гидростатическое давление в залежи становится слишком большим для глубины залегания. Аномально низкое пластовое давление может образоваться в результате противоположного явления – опускания залежи; – значительное различие в солености воды в зависимости от глубины, приводит к тому, что плотность пластовой воды различна от поверхности до глубины на которой рассчитывается гидростатическое давление, что приводит к неточностям в расчетах, используя уравнение. ТюмГНГУ РВНК п.в. g H внк Ратм , Па , 60 Саранча А.В.