5.79M

Категория:

Промышленность

Похожие презентации:

Разработка нефтяных месторождений

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Разработка нефтяных месторождений

Разработка нефтяных месторождений. Часть 1

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Разработка нефтяных месторождений

Разработка нефтяных месторождений. Часть 2

Разработка нефтяных месторождений

1.

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.

3.

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.

4.

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.

5.

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.

6.

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.

7.

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.

8.

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

9.

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

10.

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

11.

СХЕМА ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ
ТюмГНГУ
11
Саранча А.В.

12.

СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ
ТюмГНГУ
12
Саранча А.В.

13.

СХЕМА СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ ЗАЛЕЖИ
ТюмГНГУ
13
Саранча А.В.

14.

КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ
НЕФТИ И ГАЗА
ТюмГНГУ
14
Саранча А.В.

15.

Классификация запасов нефти и газа
Начальные геологические запасы (НГЗ) нефти и газа
месторождений
определяются
по
результатам
геологоразведочных
работ
и
разработки
месторождений и подразделяются на:
начальные извлекаемые запасы (НИЗ);
подвижные но экономически нерентабельные запасы;
неподвижные запасы.
ТюмГНГУ
[Толстолыткин И.П., Журнал «Наука и ТЭК» № 4 2012г.]
15
Саранча А.В.

16.

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.

17.

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.

18.

19.

20.

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.

21.

22.

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТюмГНГУ
22
Саранча А.В.

23.

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.

24.

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.

25.

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.

26.

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.

27.

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.

28.

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.

29.

ЭФФЕКТИВНАЯ ТОЛЩИНА ПЛАСТА
Эффективная толщина пласта (hэф) – это суммарная толщина всех
продуктивных нефтенасыщенных слоев вскрываемых скважиной.
Источник
данного
параметра
каротажные
диаграммы
(данные ГИС) и результаты промыслово-геофизических исследований
(термометрия, профилеметрия).
hэф = h1 + h2 +…+ hn
Коэффициент песчанистости – отношение суммарной
толщины песчаников hэф к общей толщи пород, слагающих Kпес = hэф/h
продуктивный горизонт h. Измеряется в долях ед.
Расчлененность
представляет
собой
отношение
суммарного числа песчаных пластов и пропластков, вскрытых
скважинами, к общему числу пробуренных скважин.
29
Измеряется в единицах.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

30.

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.

31.

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.

32.

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.

33.

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.

34.

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.

35.

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.

36.

РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.1
Упражнение 1.1. Определить объем начальных геологических запасов нефти
месторождения (формула 1.2).
Таблица 1.1 – Исходные данные к упражнению 1.1 по крупнейшим Российским нефтяным
месторождениям
Вариант
Месторождение /
тип залежей
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Самотлорское / Н, ГН, Г
Ромашкинское / Н
Приобское / Н
Лянторское / НГК, Н
Федоровское / Н,НГ
Мамонтовое / Н
Туймазинское / Н
Арланское / Н
Повховское / Н
Комсомольское / Н, НГК
Год открытия /
ввода в
разработку
1965 / 1969
1943 / 1952
1982 / 1989
1964 / 1978
1971 / 1973
1965 / 1970
1937 / 1945
1954 / 1958
1972 / 1978
1966 / 1989
Глубина
залегания, м
S в,
%
F, м2
hэф,
м
mот,
%
Вн,
м3/м3
1670-2200
750-1765
2300-3250
2050-2105
2300-2800
1920-2470
1100-1680
930-1300
2580-2740
1220-2781
10
12
14
15
13
12
14
15
20
16
59259259
42319749
29531192
280112044
34345377
36475869
9804822
14939309
26785714
1677018
250
500
450
35
240
180
275
150
70
230
24
14,5
17,5
24
25,1
22,5
20,7
21
18
25
1,4
1,6
1,4
1,5
1,5
1,3
1,4
1,2
1,5
1,6
Примечание. Тип залежей: Н – нефтяная; ГН – газонефтяная; Г – газовая; НГК –
нефтегазоконденсатная
ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по
первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по
электронному адресу [email protected] . Поштучно работы на проверку не отправлять,
поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса и отослать их
одновременно.
ТюмГНГУ
36
Саранча А.В.

37.

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

38.

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.

39.

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.

40.

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.

41.

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.

42.

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.

43.

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.

44.

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.

45.

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.

46.

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.

47.

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.

48.

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.

49.

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

50.

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.

51.

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.

52.

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.

53.

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.

54.

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.

55.

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.

56.

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.

57.

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.

58.

РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.2
Упражнение 1.2. Рассмотрим следующий случай, была пробурена только скважина номер 2
(нижний рисунок) . Ее забой находится в нефтеносной части пласта, т.е. в диапазоне глубин
от hгнк до Hвнк, на глубине hз. Известно давление Рз, замеренное на забое этой скважины в
ходе испытаний. Уровень ГНК будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, однако
уровень ВНК, виден не будет, поскольку он находится ниже. Определить на какой глубине
находится уровень ВНК используя выражение 1.12. Атмосферное давление Ратм=101325 Па.
Ускорение свободного падения g=9,8 м/с2. Плотность пластовой воды ρп.в. = 1000 кг/м3.
Плотность нефти ρн = 865 кг/м3.
Таблица 1.2 – Исходные данные к упражнению 1.2.
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Рз, Па
14867475
15187935
15508395
15828855
16149315
16469775
16790235
17110695
17431155
17751615
hз, м
1500
1530
1560
1590
1620
1650
1680
1710
1740
1770
ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по
первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по
электронному адресу [email protected] . Поштучно работы на проверку не отправлять,
поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса и отослать их
одновременно.
ТюмГНГУ
58
Саранча А.В.

59.

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.

60.

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.

61.

АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Рассмотрим следующий случай, представленный на рисунке. Известен
уровень глубины ВНК, однако не известно давление на этом уровне и является ли
оно аномальным. Забой скважины номер 2, находится на глубине hз в диапазоне
глубин от hгнк до Hвнк, т.е в нефтенасыщенной части пласта. Если полученное в ходе
испытаний давление Рз на забое скважины номер 2 отличается от расчетного,
можно говорить о возможном наличии аномального пластового давления. В этом
случае постоянное значение С, показывающее отклонение от нормального
гидростатического, можно определить с помощью следующего уравнения:
C Рз п.в g H внк Ратм н g ( H внк hз ),
ТюмГНГУ
Па . (1.14)
61
Саранча А.В.

62.

РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.3
Упражнение 1.3. Рассчитать значение аномального отклонения гидростатического давления С
(формула 1.14) и коэффициент аномальности пластового давления (формула 1.13.2). Сделать
вывод является ли давление в залежи аномально высоким, аномально низким или
соответствует нормальному гидростатическому. Атмосферное давление Ратм=101325 Па.
Ускорение свободного падения g=9,8 м/с2. Плотность пластовой воды ρп.в. = 1000 кг/м3.
Плотность нефти ρн = 865 кг/м3.
Таблица 1.3 – Исходные данные к упражнению 1.3.
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Рз, Па
13171785
12677015
13782245
13637475
14442705
14527935
15343165
15378395
16233625
16108855
Hвнк, м
1300
1350
1400
1450
1500
1550
1600
1650
1700
1750
hз, м
1280
1320
1360
1400
1440
1480
1520
1560
1600
1640
ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по
первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по
электронному адресу [email protected] . Поштучно работы на проверку не отправлять,
поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса и отослать их
одновременно.
ТюмГНГУ
62
Саранча А.В.

63.

ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ
ПО ГЛУБИНЕ
ТюмГНГУ
63
Саранча А.В.

64.

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.

65.

РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ
Величина изменения температуры с глубинной связана с
геотермической ступенью и геотермическим градиентом:
геотермическая ступень - это количество метров погружения в
глубину Земли, соответствующее повышению температуры на 1ºС.
Величину геотермической ступени можно определить по формуле:
h
G
,
Th tср.п
(1.15)
где h – глубина замера, м;
Th – температура на глубине h, ºС;
tср.п – среднегодовая температура на поверхности, ºС.
Величина геотермической ступени для разных верхних слоев
Земли (до глубины 15- 20 км) в среднем составляет 33 м, но может в
разных частях земного шара резко различаться, что связано с
различной теплопроводностью пород, гидрохимическими реакциями,
циркуляцией подземных вод, радиоактивными процессами и другими
причинами.
ТюмГНГУ
65
Саранча А.В.

66.

РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ
Величина изменения температуры с глубинной 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.

67.

РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.4
Упражнение 1.4. Рассчитать величину геотермической ступени и температуру на глубине 1000,
1200 и 1400 м, используя выражение 1.15.
Таблица 1.4 – Исходные данные к упражнению 1.4.
Вариант h – глубина замера, Th – температура tср.п – среднегодовая темпем
на глубине h, ºС
ратура на поверхности, ºС
1
500
15,1
0
2
500
20,5
5
3
500
21
6
4
500
8
-7
5
500
11
-4
6
500
9,3
-6
7
500
7
-8
8
500
13
-2
9
500
17
2
10
500
19
4
ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по
первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по
электронному адресу [email protected] . Поштучно работы на проверку не отправлять,
поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса и отослать их
одновременно.
ТюмГНГУ
67
Саранча А.В.

68.

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА
ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ
ПЕРВИЧНОЙ РАЗРАБОТКЕ
ЗАЛЕЖИ
ТюмГНГУ
68
Саранча А.В.

69.

Расчет коэффициента извлечения нефти
Коэффициент извлечения нефти (КИН) – это показатель нефтеотдачи
месторождения, выражающийся числом от нуля до единицы и
характеризующий часть объема нефти в залежи, приведенного к
поверхностным условиям, который может быть извлечен на
поверхность:
КИН
Qизн
К выт К охв ,
Qгзн
(1.16)
где Qгзн – геологические запасы нефти, находящиеся в недрах Земли,
но приведенные к поверхностным условиям; Qизн – извлекаемые
запасы, величина которых зависит от многих факторов, таких как,
текущие цены на природные углеводороды, уровня техники и
технологии добычи нефти и газа, требований к защите окружающей
среды и т.д. Квыт и Кохв – смотрите на следующем слайде.
ТюмГНГУ
69
Саранча А.В.

70.

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.

71.

Расчет коэффициента извлечения нефти
КИН
Qизн
К выт К охв ,
Qгзн
(1.16)
Кохв - коэффициент охвата вытеснением, который представляет
собой отношение объема части залежи, в которой происходит
фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды),
к ее общему объему. Зависит от плотности сетки скважин и
прерывестости пласта. Применительно к месторождениям Западной
Сибири для вертикальных скважин коэффициент охвата
определяется по методикам В.А. Бадьянова (1971 г) или
А.Н. Юрьева (1987 г).
ТюмГНГУ
71
Саранча А.В.

72.

Расчет коэффициента извлечения нефти
КИН может быть конечным и текущим, в первом
случае Qизн – суммарная накопленная добыча на
конечную дату разработки, а во втором Qизн –
суммарная накопленная добыча на текущую дату.
Величина извлекаемых запасов Qизн определяется из
следующего
соотношения:
Qизн (Vзал mот (1 Sв ) / Вн ) КИН ,
(1.17)
где Vзал – объем нефтенасыщенной части залежи, м3;
mот – коэффициент открытой пористости, д.е.;
Sв – насыщенность остаточной водой, д.е;
Вн – объемный коэффициент пластовой нефти, м3/м3.
ТюмГНГУ
72
Саранча А.В.

73.

Расчет коэффициента извлечения нефти
Разработка нефтяных месторождений на начальном этапе может
осуществляться за счет пластовой энергии, действующей в залежи и
примыкающей водоносной области, такая методика разработки, без
воздействия на пласт называется первичной. В основе расчета КИН
при первичной разработке, лежит расширение пластовых флюидов,
которое рассматривают с упрощенной позиции изотермической
сжимаемости (β), которая представляет собой относительное
изменение объема, занимаемого флюидом при постоянной
температуре, деленное на единичное изменение давления:
1 V
.
V P T
ТюмГНГУ
(1.18)
73
Саранча А.В.

74.

Расчет коэффициента извлечения нефти
1 V
.
V P T
(1.18)
Выражение 1.18 можно представить в более наглядной форме:
dV V P,
(1.19)
где dV – изменение объема, а именно расширение пластового
флюида при снижении давления ΔР;
β – сжимаемость флюида, 1/Па;
V – начальный объем, занимаемый флюидом, м3.
Величину расширения пластового флюида dV и следует
рассматривать как суммарную накопленную добычу, полученную в
результате снижения пластового давления на значение ΔР.
ТюмГНГУ
74
Саранча А.В.

75.

Расчет коэффициента извлечения нефти
На рисунке представлена нефтенасыщенная залежь с газовой шапкой и
подошвенной водой. Скважина вскрывает только нефтенасыщенный горизонт.
Расширение газа, находящегося в верхней части залежи (газовая шапка),
подошвенной воды в примыкающей водонасыщенной части снизу, и самой
нефти, приводит к вытеснению из залежи эквивалентного объёма флюида.
Таким образом, после того как скважина вскрывает продуктивный пласт,
нефть по ней будет поступать на поверхность до того момента пока пластовое
давление,
на
забое
будет
превышать
давление
создаваемое
гидростатическим столбом нефти в скважине.
ТюмГНГУ
75
Саранча А.В.

76.

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.

77.

Расчет коэффициента извлечения нефти
При снижении пластового давления во время вытеснения нефти к забою
добывающей скважины, будут происходить подъем уровня ВНК и снижение
уровня ГНК, что связано с расширением воды и газа и вторжением их в
нефтенасыщенную область. Общая добыча нефти в этом случае будет
складываться из нескольких объемов, возникающих при расширении
нефти, газа и воды:
(1.20)
Vдн dVн dVг dVв ,
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
77
Саранча А.В.

78.

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.

79.

Расчет коэффициента извлечения нефти
Из энергий сжатых пластовых флюидов энергия сжатого газа, несомненно,
наиболее эффективна из-за высокой его степени сжимаемости, даже если
изначально в пласте присутствует лишь небольшое количество свободного газа.
В таких случаях газ выделяется из нефти естественным образом в процессе
разработки, когда пластовое давление падает ниже давления насыщения.
Коэффициент сжимаемости для газа, состоящего на 95 % из метана в диапазоне
давлений от 5 до 15 МПа равен βг=(75÷250)∙10-3 1/МПа.
Энергия сжатой нефти занимает следующую позицию, с коэффициентом
сжимаемости равным βн=(0,7÷14)∙10-3 1/МПа. Расширение нефти будет иметь
значение лишь в том случае, когда объемы нефти велики.
Энергия, выделяемая при расширении сжатых вод вне коллектора, немного
меньше, с коэффициентом сжимаемости равным βв=(0,4÷0,5)∙10-3 1/МПа,
однако она может быть главным фактором даже при низкой сжимаемости
воды. Это объясняется тем, что размеры большинства водоносных формаций,
обычно, намного превышают размеры углеводородных залежей. Запасы
нефтяных месторождений измеряют миллионами, а иногда миллиардами
метров кубических, в то время как запасы подстилающих водоносных
формаций — миллиардами, а иногда и триллионами.
ТюмГНГУ
79
Саранча А.В.

80.

Расчет коэффициента извлечения нефти
Также необходимо отметить, что и сама горная порода, а именно мельчайшие
зерна, из которых она состоит, обладает некоторой энергией расширения, так
как находится под давлением. Значение этого фактора не велико для
разработки месторождений, а коэффициент сжимаемости для горных пород
(сильно и слабо сцементированных) находится в диапазоне значений
βгп= (0,1÷0,2)∙10-3 1/МПа.
ТюмГНГУ
80
Саранча А.В.

81.

РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.5
Упражнение 1.5. Рассчитать коэффициент извлечения нефти при разработке залежи за
счет расширения пластовых флюидов, при пористости mот = 0,2; остаточной
водонасыщенности Sв = 0,15; пластовом давлении вблизи забоя скважины Рпл =
14867475 Па; ускорении свободного падения g = 9,8 м/с2; плотности нефти ρн = 850
кг/м3; сжимаемости нефти, газа и воды, βн = 2,18∙10-9 1/Па, βг = 75∙10-9 1/Па, βв = 0,44∙109 1/Па, соответственно; объеме воды в подошвенной части залежи V = 20∙107 м3 и
в
3
3
объемном коэффициенте Вн = 1,3 м /м . Значения объема нефтенасыщенной части
залежи Vн.з, глубины забоя hз и объема газа, находящегося в газовой шапке Vг,
представлены в таблице 1.5. Пример расчета смотрите на следующих слайдах.
Таблица 1.5 –
Исходные данные к
упражнению 1.5.
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
hз, м
Vн.з, м3
Vг, м3
1550
1455
1300
1600
1590
1630
1710
1670
1520
1470
129411764,7
135294117,6
217647058,8
82352941,18
100000000
82352941,18
158823529,4
176470588,2
164705882,4
105882352,9
4∙106
6∙106
8∙106
10∙106
14∙106
11∙106
17∙106
15∙106
2∙106
3∙106
ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по
первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по
электронному адресу [email protected] . Поштучно работы на проверку не отправлять,
поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса и отослать их
одновременно.
ТюмГНГУ
81
Саранча А.В.

82.

ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.5
Пример расчета. Для расчета будем использовать схему, представленную на рисунке ниже.
Допустим, что объем газа, находящегося в газовой шапке, и объем воды, находящейся в подошвенной
части залежи, известен. Необходимо определить объем нефти в метрах кубических, находящегося в
нефтенасыщенной части залежи при пористости mот = 0,2; остаточной водонасыщенности Sв = 0,15;
объеме нефтенасыщенной части залежи Vн.з = 117647058 м3:
Vн Vн. з mот (1 S в ) 117647058 0,2 (1 0,15) 20 млн. м 3
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
82
Саранча А.В.

83.

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.

84.

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.

85.

ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.5
Теперь для расчета коэффициента извлечения нефти необходимо определить
геологические запасы нефти, приведенные к поверхностным условиям, при объемном
коэффициенте Вн = 1,3 м3/м3:
Qгзн Vн. з mот (1 S в ) / Вн 117647058 0,2 (1 0,15) / 1,3 15,38 млн. м 3
15,38 млн. м 3 0,85 тонн / м 3 13,08 млн. тонн
Далее количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых
флюидов, считаем извлекаемыми запасами и определяем КИН:
КИН
Qизн 1,05
0,08
Qгзн 13,08
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
85
Саранча А.В.

86.

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.

87.

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА НЕФТИ
ТюмГНГУ
87
Саранча А.В.

88.

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.

89.

Нефть
• По
групповому
углеводородному
составу
(в процентах по массе) выделяются нефти метановые,
нафтеновые и ароматические.
• По содержанию парафинов нефти подразделяются на
малопарафинистые (содержание парафинов не выше
1,5%), парафинистые (1,51—6%) и высокопарафинистые
(выше 6%).
• По содержанию серы нефти подразделяются на
малосернистые (до 0,5 %), сернистые (0,51—2 %) и
высокосернистые (выше 2 %). Сера в нефтях при
содержании ее более 0,5 % имеет промышленное
значение.
• По содержанию смол выделяются нефти малосмолистые
(менее 5%), смолистые (5—15%) и высокосмолистые
(выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия,
титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях
может достигать промышленных значений.
89
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

90.

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.

91.

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.

92.

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.

93.

Вязкость нефти
Вязкость или внутреннее трение, свойство жидкости (газа)
оказывать сопротивление перемещению её частиц при
движении.
Различают кинематическую и динамическую вязкости.
• Динамическая вязкость (μ) – выражается величиной
сопротивления (Па∙с) взаимному перемещению двух
слоев жидкости с поверхностью 1 м2, отстоящих друг от
друга на расстоянии 1м, при относительной скорости
перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в
1Н. Промысловая единица измерения: сПз = 10-3 Па∙с.
• Кинематическая вязкость отношение динамической
вязкости к плотности υ = μ/ρ. (1сСт=1мм2/с).
• Обратная величина вязкости (1/μ) называется
текучесть.
ТюмГНГУ
93
Саранча А.В.

94.

Классификация нефтей по вязкости
• от 0,5 до 10 сПз – маловязкие,
• от 10 до 50 сПз – средне вязкие,
• от 50 до 200 сПз – высоковязкие;
• более 200 сПз – сверхвязкие нефти, на добычу
которых,
по
действующему
налоговому
законодательству предоставляется нулевая ставка
НДПИ.
НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых, в
2013 году составляет 470 рублей на 1 тонну
добытой нефти
ТюмГНГУ
94
Саранча А.В.

95.

Вязкость нефти
• Оценивается:
1. В специализированной физико-химической
лаборатории;
2. С помощью специальных корреляций.
ТюмГНГУ
95
Саранча А.В.

96.

Температура застывания
– температура при которой нефть теряет свою
текучесть.
ТюмГНГУ
96
Саранча А.В.

97.

Объемный коэффициент нефти
Показывает, какой объем в пластовых условиях с
растворенным газом (при пластовых давлении и
температуре) занимает один метр кубический
дегазированной нефти на поверхности при
стандартных условиях (атмосферное давление и
температура 20 ºC). Определяется исходя из
следующего соотношения:
(Vпл ) P ,T
м
Вн
, 3
Vпов
м
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
3.
давлении
и
температуре
20
ºC,
м
ТюмГНГУ
Саранча А.В.
97

98.

Объемный коэффициент нефти
Эмпирическая формула для
объемного коэффициента:
определения
Bн = 1+0,00305∙Rs.
Используя объемный коэффициент, можно
определить «усадку» нефти, т. е. установить
уменьшение объема пластовой нефти при
извлечении ее на поверхность. Усадка нефти
определяется по формуле U=(Вн-1)/Вн.
ТюмГНГУ
98
Саранча А.В.

99.

Коэффициент сжимаемости нефти (βн)
– показатель изменения единицы объема пластовой
нефти при изменении давления на 0,1 МПа.
βн = (1/V)∙(ΔV/Δp),
где ΔV – изменение объема нефти, м3;
V – исходный объем нефти, м3;
Δр – изменение давления, Па.
Размерность βн – 1/Па, или Па-1.
Диапазон изменения коэффициента сжимаемости для
нефти: (0,7-14)∙10-3 1/МПа = (0,7-14) 1/ГПа.
ТюмГНГУ
99
Саранча А.В.

100.

Давление насыщения нефти газом
Давление, при котором из нефти начинает
выделяться растворенный газ, называется
давлением начала испарения или давлением
насыщения (Рнас). Чем выше газосодержание
нефти, тем выше её давление насыщения.
Для
оценки
можно
воспользоваться
эмпирической формулой:
Рнас=0,916+0,107∙Rs [МПа]
ТюмГНГУ
100
Саранча А.В.

101.

Газосодержание
• Газосодержание – это количество метров кубических газа
при стандартных условиях, растворенных в одном
стандартном кубическом метре нефти (или тонне), когда и
газ и нефть находятся в пласте при начальных пластовых
давлениях и температуре.
• Эксплуатационный газовый фактор скважины – это
объем природного газа (метры кубические), добываемого
из скважины, в расчете на один метр кубический (или
тонну) нефти. В процессе эксплуатации скважины может
изменяться в особенности при снижении забойного
давления ниже давления насыщения.
ТюмГНГУ
101
Саранча А.В.

102.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
ТюмГНГУ
102
Саранча А.В.

103.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Для расчета притока нефти при плоскорадиальной фильтрации к
скважине, используют уравнение притока, связывающие дебит
скважины, депрессию, свойства пласта и флюида.
Уравнение притока флюида в скважину зависит от режима
течения, который формируется на момент времени расчета дебита
скважины. Выделяют три режима течения:
Неустановившийся;
Установившийся;
Псевдоустановившийся.
Схема плоскорадиальной фильтрации
а) вид сверху; б) разрез с боку
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

104.

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.

105.

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.

106.

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.

107.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Для расчета притока нефти при псевдоустановившемся режиме
плоскорадиальной фильтрации к скважине, при условии что
забойное давление выше давления насыщения, можно использовать
уравнение Дюпюи в виде:
Q
2 k h'эф Рпл Pз
,
Rк
(1.21)
Вн ln 0,75 S
rс
где Q – дебит нефтяной скважины, м3/с;
Рпл, Рз – пластовое и забойное давление, Па;
h – эффективная мощность пласта, м;
rк – радиус контура питания (радиус дренирования), м;
rс – радиус скважины, м;
k – проницаемость пласта, м2;
S – скин-фактор, безразмерный.
ТюмГНГУ
107
Саранча А.В.

108.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
На практике, часто приходится иметь дело с нефтепромысловыми
единицами измерения, так например, проницаемость измеряется не в [м2],
а в [мДа], давление не в [Па], а в [атм], дебит нефтяных скважин не в [м3/с],
а в [м3/сут] или даже в [т/сут], вязкость не [Па∙с], а в [сПз]. Это более
удобные единицы измерения, но в этом случае в формуле 1.21 появляется
перерасчетный коэффициент:
Q
k hэф Рпл Pз
Rк
18,42 Вн н ln 0,75 S
rс
,
(1.22)
В уравнении 1.22 дебит нефтяной скважины измеряется в [м3/сут],
для его перевода в [т/сут], необходимо умножить на плотность нефти
в [т/м3].
Все
составляющие
уравнения
1.22
отвечают
за
производительность нефтяных скважин, соответственно изменение
некоторых параметров, может привести к увеличению или снижению
дебита. Рассмотрим более подробно коэффициент проницаемости и
скин-фактор на следующих слайдах.
ТюмГНГУ
108
Саранча А.В.

109.

ГИДРОПРОВОДНОСТЬ И ПЬЕЗОПРОВОДНОСТЬ ПЛАСТА
Гидропроводность
пласта
равна
отношению
проницаемости и эффективной мощности к вязкости.
k hэф
k h'эф
Q
н
произведения
- гидропроводность, измеряется в мД*м/сПз
Рпл Pз
Rк
18,42 Вн ln 0,75 S
rс
Для
оценки
скорости
перераспределения
давления,
распространяющегося от возмущающей скважины в упругой пористой
среде пласта, пользуются коэффициентом пьезопроводности, который
зависит от физической характеристики породы и заключающейся в ней
k
жидкости:
(m ж п )
,
где χ – коэффициент пьезопроводности, м2/с;
µ - вязкость жидкости, Па∙с;
Βж, βп – коэффициент сжимаемости жидкости и породы, 1/Па.
ТюмГНГУ
109
Саранча А.В.

110.

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.

111.

Пластовое давление может быть получено
1. Замером в простаивающей скважине, путем спуска в нее
манометра, либо замера статического уровня и пересчета его в
давление;
2. Гидродинамические исследования скважин методом КВД (КВУ)
позволяют получить оценку среднего давления в зоне
дренирования
скважины
путем
корректировки
экстраполированного давления;
3. По карте изобар можно иметь представление о пластовом
давлении в любой точке залежи, разбуренной скважинами, в
которых периодически производят замеры пластовых давлений.
Карта изобар строится по данным замеров давлений, например
на первое число какого либо месяца следующего затем, в
котором производились замеры. Пример карты изобар будет
представлен на следующем слайде;
4. По данным технологических режимов строят индикаторные
диаграммы и путем экстраполяции определяют средние
пластовые давления в зоне дренирования скважины.
ТюмГНГУ
111
Саранча А.В.

112.

Карта изобар
ТюмГНГУ
112
Саранча А.В.

113.

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.

114.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ
Проницаемость (k) – это фильтрационное свойство горных пород,
пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления.
Большая часть расчетов, связанных с экономической составляющей разработки
пласта опираются на это свойство. Поэтому без сомнения, проницаемость можно
назвать самым главным петрофизическим параметром пласта.
Для характеристики проницаемости горных пород введены понятия
абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемостей.
Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при
фильтрации через нее жидкости или газа при условии, что данный образец
насыщен только этой фазой. Обычно для определения абсолютной проницаемости
используют высушенный образец, пропуская через него воздух или газ, так как они
отличаются наименьшими свойствами взаимодействия с породой.
Эффективная (или фазовая) проницаемость характеризует проводимость
породы по отношению к одной из нескольких одновременно фильтрующихся фаз.
Она также зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств
жидкостей, их взаимодействия и насыщенности породы каждой из фаз.
Относительной фазовой проницаемостью называется отношение
эффективной проницаемости к абсолютной.
ТюмГНГУ
114
Саранча А.В.

115.

АБСОЛЮТНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТЬ
При определении абсолютной проницаемости горной породы, необходимо
чтобы между пористой средой и фильтрующейся фазой отсутствовало физикохимическое взаимодействие. Это достигается путем пропускания через
полностью очищенный и высушенный образец газа (воздуха, гелия или азота).
При фильтрации газа через образец, его проницаемость определяется
следующим выражением:
2 Qат г Рат L
k
,
2
2
A( Р1 Р2 )
Qат – объемный расход газа через образец, приведенный к атмосферным условиям, м 3;
A – площадь сечения образца, в данном случае круга, м2;
P1 – давление на входе в образец, Па;
Р2 – давление на выходе, Па;
Рат – атмосферное давление, Па;
μг – вязкость газа, Па∙с;
L – длина образца, м.
При определении абсолютной проницаемости по газу необходимо
делать поправку на эффект Клинкенберга. Более подробно об этом на
следующих слайдах.
ТюмГНГУ
115
Саранча А.В.

116.

ПОПРАВКА НА ЭФФЕКТ КЛИНКЕНБЕРГА
Это эффект был открыт Клинкенбергом в 1941 году и назван в его честь.
Он заключается в том, что газы, в особенности низкомолекулярные, в
отличие от жидкостей, при фильтрации в пористой среде, на границе
пористая среда – газ имеют ненулевую скорость. Это приводит к более
высоким объемным скоростям потока, так как газ проскальзывает по
поверхности зерен. Клинкенбергом было также обнаружено, что чем меньше
молекулярная масса газа, чем больше проявляется влияние этого эффекта
(больше скорость на границе газ – поровый канал).
ТюмГНГУ
116
Саранча А.В.

117.

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.

118.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРЕМЕНТА
Результаты исследования для трех газов (гелия, воздуха и углекислого
газа) представлены в таблице, по результатам которых построен график,
где по точкам экстраполированным в точку 1/Робр.ср=0 (бесконечное
давление), получаем проницаемость, эквивалентную гидравлической
абсолютной проницаемости по жидкости. В данном примере она
составляет 100 мД.
Параметры исследований
Диаметр образца, см
Высота образца, см
Площадь поперечного сечения образца, см2
Атмосферное давление, МПа
Давление на выходе из образца, МПа
Давление обжима, МПа
Параметры исследований
Молекулярная масса
Вязкость при атмосферном
температуре 20 ºС, мПа∙с
давлении
обозначение
D
L
А= πd2/4
Ратм
Рвых
Роб
Гелий,
Не
4,003
и 0,0196
Газ
Воздух, Углекислый
(О2+N2)
газ, СО2
28,96
44,01
0,0182
0,0144
1 эксперимент
Время прохождения газа через образец, с
30
30
Объем газа, прошедшего через образец, см3
200
140
Давление на входе Рвх, МПа
0,2
0,2
Проницаемость, мД
308,25
200,36
Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа
6,67
6,67
2 эксперимент
Время прохождения газа через образец, с
30
30
Объем газа, прошедшего через образец, см3
440
330
Давление на входе Рвх, МПа
0,3
0,3
Проницаемость, мД
254,31
177,11
Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа
5
5
3 эксперимент
Время прохождения газа через образец, с
30
30
Объем газа, прошедшего через образец, см3
730
560
Давление на входе Рвх, МПа
0,4
0,4
Проницаемость, мД
225,02
160,29
Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа
4
4
Обозначение
Проницаемость по жидкости, мДа
kж
ТюмГНГУ
значение
3
2,5
7,065
0,1
0,1
30
100
0,2
113,23
6,67
30
260
0,3
110,40
5
30
480
0,4
108,70
4
Значение
100
118
Саранча А.В.

119.

Общие классификации
проницаемости
ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ
В природных пластах-коллекторах обычно присутствует не одна, а
одновременно две или три фазы – нефть и вода, газ и вода, нефть и
газ, или одновременно нефть, газ и вода. Это усложняет законы
фильтрации, так как проницаемость пористой среды, при движении в
ней двух или более флюидов, принимает для каждого из них
индивидуальное значение проницаемости, которое даже суммарно по
каждому ниже абсолютного. Такую проницаемость называют фазовой
(или эффективной), которая является непостоянной величиной, а
изменяющейся в зависимости от соотношения насыщенностей.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

120.

Общие
классификации И
проницаемости
ФАЗОВАЯ
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
КРИВЫЕ ОФП
Фазовая проницаемость измеряется в лабораторных условиях на
небольших образцах породы и представляют в виде значений
относительных
фазовых
проницаемостей
(ОФП),
которые
определяются из соотношений фазовой проницаемости к абсолютной:
kв ( S в )
kн (Sв )
kот.в ( S в )
k от.н ( S в )
k
k
где kот.н(Sв) и kот.в(Sв) – относительные фазовые проницаемости по нефти и воде,
соответственно, (Sв) означает, что величины kот.н и kот.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 – абсолютная проницаемость.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

121.

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.

122.

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.

123.

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.

124.

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.

125.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ
Проницаемости одного и того же коллектора может сильно
варьироваться, для простоты и общего представления о проницаемости
пласта обычно указывается ее среднее значение, как средне
арифметическое или средне геометрическое. Используя это среднее
значение можно относить коллектор к тому или иному типу согласно
условной классификации представленной в таблице ниже.
Классификация коллекторов по средней проницаемости
Проницаемость
очень низкая
низкая
средняя
высокая
очень высокая
ТюмГНГУ
Проницаемость газового
коллектора, мДа
менее 0,05
0,05 – 0,5
0,5 – 5
5 – 50
более 50
Проницаемость нефтяного
коллектора, мДа
менее 0,5
0,5 – 5
5 – 50
50 – 500
более 500
125
Саранча А.В.

126.

СКИН-ФАКТОР
Скин-фактор (S). Параметр описывающий степень
гидродинамического несовершенства вскрытия скважинной
продуктивного пласта. Этот параметр может включать в себя
несколько составляющих, таких как:
загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП);
частичное вскрытие;
неэффективное перфорирование;
двухфазное течение;
отклонение от закона Дарси вследствие турбулентности;
не вертикальное вскрытие.
Из перечисленных факторов не все могут проявляться, но
загрязнение ПЗП наблюдается всегда, которое появляется в
результате проникновения фильтрата бурового раствора во
время бурения.
ТюмГНГУ
126
Саранча А.В.

127.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Скин-фактор
Если ПЗП загрязнена, то скин-фактор будет
положительным и будет имеет, тем большее значение, чем
больше загрязнение(от 0 и теоретически до бесконечности).
Если скин-фактор равен нулю, то ПЗП идеальная,
загрязнение отсутствует.
Отрицательное значение скин-фактора (от -6 до 0)
можно получит в скважинах после проведения кислотной
обработки или гидроразрыва пласта (ГРП), когда создается
трещина высокой проводимости, соединяющая ствол
скважины с удаленными, незагрязненными участками
продуктивного пласта, устраняя загрязнение ПЗП.
Источник
информации
и
скин-факторе
–
гидродинамические исследования скважин (ГДИС)
ТюмГНГУ
127
Саранча А.В.

128.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ И СКИН-ФАКТОР ПО ГДИС
На предыдущих слайдах уже было отмечено, что
источником информации о проницаемости и скин-факторе
могут быть гидродинамические исследования скважин
(ГДИС), а именно снятие кривой восстановления давления
(КВД).
ТюмГНГУ
128
Саранча А.В.

129.

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА
ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИН
ТюмГНГУ
129
Саранча А.В.

130.

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ
Как следует из формулы Дюпюи (1.22), уравнение
индикаторной линии при плоскорадиальном потоке
несжимаемой жидкости, задается уравнением прямой
(нижний рисунок).
Q
k h'эф
Rк
18,42 Вн н ln 0,75 S
rс
( Рпл Рз ) ( Рпл Рз )
(1.23)
где η – коэффициент продуктивности,
числено равный дебиту при депрессии,
равной единице. Депрессией называют
разницу между пластовым и забойным
далвлением
Индикаторная диаграмма для притока однофазной жидкости:
1 – при нулевом значении скин-фактора;
2 – при положительном значении скин-фактора;
3 – при отрицательном значении скин-фактора
ТюмГНГУ
130
Саранча А.В.

131.

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.

132.

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ
Проведение исследования. Выдержав скважину в
закрытом состоянии в течение определенного отрезка
времени, ее открывают на отработку через штуцер малого
диаметра, поддерживая малую скорость притока.
Производится регистрация дебита и забойного давления.
После стабилизации дебита для увеличения притока
начинают отработку скважины через штуцер большего
диаметра, при этом производится наблюдение за
измерениями скорости потока с течением времени. Данная
процедура повторяется еще несколько раз, производится ряд
замеров, результаты которых фиксируются.
ТюмГНГУ
132
Саранча А.В.

133.

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ
Для оценки коэффициента продуктивности с помощью
соотношения (1.24) необходимо знать величину пластового
давления, что не всегда возможно, для длительно
работающих скважин, и в особенности при интенсивной
работе соседних скважин. В этом случае для одновременной
оценки
названных
параметров
используют
метод
индикаторной линии (индикаторная диаграмма – ИД).
ТюмГНГУ
133
Саранча А.В.

134.

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ
Индикаторные диаграммы представляют собой зависимости
давления на забое от дебита, построенные по результатам измерения на
установившемся (квазистационарном или псевдоустановившемся)
режиме работы скважины. Согласно уравнению Дюпюи для радиального
притока жидкости, индикаторная диаграмма представляет собой прямую
линию, наклон которой зависит от продуктивности пласта. Для одной и
той же гидропроводности (kh/µ) и меняющихся скин-факторов можно
получить семейство индикаторных линий, расположенных под разным
углом наклона в зависимости от величины скин-фактора S (рис. 1.4).
Индикаторная диаграмма для
притока однофазной жидкости:
1 – при нулевом значении скинфактора;
2 – при положительном значении
скин-фактора;
3 – при отрицательном значении
скин-фактора
ТюмГНГУ
134
Саранча А.В.

135.

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ
Сущность методики построения ИД сводится к нанесению
точек на график для различных забойных давлений и
дебитов. Точки должны лечь на прямую линию, которую
называют индикаторной линией. Тангес угла наклона
индикаторной линии (угловой коэффициент) численно равен
значению А (фильтрационному сопротивлению).
Координата
точки
пересечения
индикаторной линии с осью ординат
соответствует пластовому давлению
Обработка результатов измерений
забойного давления и дебита на
нескольких стационарных режимах
притока однофазной жидкости
ТюмГНГУ
135
Саранча А.В.

136.

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

137.

ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Совокупность всех естественных и искусственных
факторов,
определяющих
процессы,
проявляющиеся в пористом пласте при его
разработке, принято называть режимом
пласта. В зависимости от проявляющегося
вида пластовой энергии, выделяют следующие
режимы:
• водонапорный
• упругий
• газонапорный (режим газовой шапки)
• режим растворенного газа
• гравитационный
• комбинированный (смешанный).
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

138.

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.

139.

Водонапорный режим
При
этом
режиме
пластовое
давление
поддерживается за счет гидростатического столба
пластовой воды, который давит на водонефтяной
контакт (ВНК) краевых или законтурных вод и имеет
постоянное питание из поверхностных источников
за счет атмосферных осадков, талых вод, различных
водоемов или искусственной закачки воды в
нагнетательные скважины.
Условие существования жестководонапорного режима
Р пл Р нас
где Pпл – среднее пластовое давление, Pнас – давление
насыщения.
При этом условии свободного газа в пласте нет и
фильтруется только нефть или нефть с водой
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

140.

Схема геологических условий существования
естественного водонапорного режима
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

141.

Водонапорный режим
• Следует отметить, что полного вытеснения нефти,
поступающей с водой, не происходит. Нефть и
вытесняющая ее вода движутся в направлении
добывающих скважин одновременно. Но в связи с
разностью вязкостных свойств нефти и воды,
последняя имеющая меньшую вязкость, будет
опережать нефть, и, соответственно, ее количество
в движущемся потоке (нефть, вода) будет постоянно
увеличиваться. Чем выше вязкость нефти, тем
значительнее разнятся вязкостные свойства нефти и
воды и тем быстрее начнется увеличение воды в
движущемся потоке жидкости (нефть, вода) и,
соответственно, раньше начнется опережающий
прорыв воды к забою нефтедобывающих скважин. Все
это в конечном счете приводит к снижению
нефтеизвлечения из залежи.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

142.

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.

143.

Упругий режим
При упругом режиме движущей силой является упругое
расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней.
При этом режиме водоносная часть залежи очень большая и
может простираться от контура нефтеносности на
десятки и сотни километров. Водоносная часть пласта при
этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может
и не иметь.
При упругом режиме в начальном периоде разработки залежи
идет значительное снижение пластового давления и,
соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем
темп падения пластового давления и дебитов нефти по
скважинам снижается. При упруговодонапорном режиме
газовый фактор остается постоянным при условии, что
пластовое давление снижается не ниже давления насыщения.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

144.

Газонапорный режим
• Во всех нефтяных залежах имеется газ,
который находится в пласте в свободном
состоянии в виде газовой шапки или в
растворенном состоянии в нефти.
• Режим работы нефтяной залежи, при
котором
основной
движущей
силой
является
энергия
сжатого
газа,
находящегося в газовой шапке, называется
газонапорным.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

145.

Режим растворенного газа
(газовый режим)
• Основной движущей силой при режиме
растворенного
газа
является
газ,
растворенный
в
нефти.
По
мере
разработки нефтяной залежи давление в
ней падает, при этом начинается
выделение газа из нефти. Отдельные
пузырьки его расширяются в объеме и
выталкивают
нефть
из
порового
пространства в участки с пониженным
давлением, то есть к забоям нефтяных
скважин.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

146.

Гравитационный режим
• Гравитационный режим проявляется
тогда, когда в нефтяном пласте
давление снижено до атмосферного, а
имеющаяся в нем нефть не содержит
растворенного газа.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

147.

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.

148.

ОБЪЕКТЫ РАЗРАБОТКИ И ИХ
ВЫДЕЛЕНИЕ
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

149.

ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ
Объект разработки — это искусственно выделенное в
пределах
разрабатываемого
месторождения
геологическое образование (пласт, массив, структура,
совокупность пластов), содержащее промышленные
запасы углеводородов, извлечение которых из недр
осуществляется при помощи определенной группы
скважин.
Объекты разработки подразделяют на самостоятельные
(базисный) и возвратные. Базисные объекты более
продуктивны и характеризуются большими запасами, по
сравнению с возвратными, которые предполагается
разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в
первую очередь базисный объект.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

150.

ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
На
современном
этапе
развития
нефтегазодобывающей отрасли представляют интерес все те же вопросы, что и
20 – 30 лет назад:
«при каких условиях возможно объединение
нескольких
пластов
в
один
объект
разработки и как это будет влиять на
выработку запасов по каждому пласту?»
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

151.

МНЕНИЕ ВЫДУЩИХ СПЕЦИАЛИСТОВ ОТРАСЛИ
Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз»
провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли на тему:
«Объединять или не объединять пласты в один
объект разработки?»
В опросе участвовали 23 специалиста
Батурин Ю. Е.,
Баишев Б.Т.,
Боксерман А.А.
Дияшев Р.Н.
Жданов С.А.
Закиров С.Н.
Иванова М.М.
Лебединец Н.П.
Лысенко В.Д.
Мартос В.Н.
Муслимов Р.Х.
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.г.-м.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
Чоловский И.П.
Гутман И.С.
Щелкачев В.Н.
Лозин Е.В.
Халимов Э.М.
Хисамов Р.С.
Лещенко В.Е.
Ревенко В.М.
Сазонов Б.Ф.
Юдин В.М.
Асланян А.М
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.т.н., профессор
д.г.м.н.
к.г.-м.н.
к.т.н.
Непримеров Н.Н. д.т.н., профессор
«Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф., д.г.-м.н.

152.

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

153.

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

154.

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

155.

ПОЛОЖИТЕЛЬНОЕ
И
Объединение пластов в
один объект разработки
позволяет
увеличить
темпы разработки объекта и
повышает ее экономическую
эффективность на начальном
этапе
ТюмГНГУ
НЕГАТИВНОЕ
Негативные последствия
объединения пластов
неравномерность выработки
запасов;
увеличение водонефтяного
фактора;
сложность процесса
регулирования и контроля;
снижение коэффициентов
извлечения;
и другие факторы.
Саранча А.В.

156.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
1.
2.
СОВМЕЩЕНИЕ В ПЛАНЕ
Характер насыщения
Нефть
Газ
Нефть+Газ
3.
Условия залегания
4.
Красч, Hэфф
5.
Фильтрационные показатели
6.
Свойства пластовых флюидов
7.
Промыслово-геофизический анализ
8.
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
ТюмГНГУ
Кубасов Д.А., Саранча А.В.

157.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
Залежи входящие в самостоятельный объект разработки, должны принадлежать к
одной группе пластов, что предопределяет их расположение на близких глубинах,
небольшие различия в пластовом давлении и температуре, данное ограничение в
первую очередь связано с технологическими возможностями успешной эксплуатации
скважин.
1.
СОВМЕЩЕНИЕ В ПЛАНЕ
Обязательным условием при объединении залежей в единый объект
разработки является их совмещение в плане, т.е. расположение залежей
друг под другом;
2.
Характер насыщения
Нефть
Газ
Нефть+Газ
Залежи должны быть дифференцированы по типу
насыщения, выделяются три основные группы: газовые
(включая газоконденсатные) нефтяные и нефтегазовые.
При условии не значительных запасов, газовые и
газоконденсатные залежи могут рассматриваться как
самостоятельные объекты.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

158.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
3.
Условия залегания
На данном этапе предварительно объединены залежи совпадающие в плане, запасы которых
отнесены к соответствующим зонам насыщения (ЧНЗ, ВНЗ, ГНЗ, ВГЗ, ЧГЗ, ГНВЗ). Известно,
что одновременная эксплуатация различных зон насыщения залежей может негативно отразиться
на показателях разработки и степени выработки запасов нефти и газа, ввиду существенных
отличий процессов и характеристик вытеснения. Поэтому на данном этапе рассматривается
возможность одновременной эксплантации, предварительно выделенных в один объект залежей,
несовпадающих в плане по условиям залегания зон насыщения. Например, не рекомендуется
одновременная эксплуатация чистонефтяной и водонефтяной зон, так как образование конуса
воды и преждевременное обводнение в водонефтяных зонах, при одновременной эксплуатации,
неизбежно отрицательно повлияет на нефтеотдачу залежи с чистонефтяной зоной (см.рисунок).
ЧНЗ – чистонефтяная зона;
ВНЗ – водонефтяная зона;
ГНЗ – газонефтяная зона;
ВГЗ – водогазовая зона;
ЧГЗ – чистогазовая зона;
ГНВЗ – газонефтеводяная зона.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

159.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
4.
Красч, Hэфф
На данном этапе подробно рассматриваются показатели расчлененности и
эффективные толщины залежей. Высокие показатели данного параметра позволяют
эксплуатировать залежи массивного типа, запасы которых отнесены к контактным
совместно с чистонефтянными и чистогазовыми. Естественные глинистые барьеры
препятствуют образованию конусов воды и прорыву газа со стороны газовой шапки, что
благоприятно отражается на выработке запасов нефти и газа, позволяя достичь
приемлемые значения коэффициентов извлечения. Имеется ввиду, что при некоторых
обстоятельствах высокие показатели коэффициента расчлененности в залежах с
обширными ВНЗ, позволят их одновременную эксплуатацию с залежами ЧНЗ.
Важным
критерием
объединения залежей является
эффективные толщины, которые
должны
быть
близкими
по
значениям для предотвращения
разноскоростной выработки, что
особенно важно при эксплуатации
контактных запасов.
ТюмГНГУ
Кубасов Д.А., Саранча А.В.

160.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
5.
Фильтрационные показатели
Одним из определяющих параметров при объединении являются
фильтрационные свойства залежей. Близкие значения проницаемости позволяют
обеспечить равномерную выработку запасов нефти и газа;
6.
Свойства пластовых флюидов
Успешная совместная эксплуатация двух и более пластов единым
фильтром во многом зависит и от сопоставимости физико-химических
свойств пластовых флюидов (вязкость, давление насыщения, и др.);
7.
Промыслово-геофизический анализ
На завершающей стадии выделения эксплуатационных объектов
необходимо проведение детального геолого-промыслового анализа.
Для чего привлекаются данные каротажных диаграмм, результаты
испытания скважин, практика разработки месторождений аналогов, а
так же созданные в работе геолого-гидродинамические модели.
ТюмГНГУ
Кубасов Д.А., Саранча А.В.

161.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ
При ожидании низкой технологической эффективности или
экономической нецелесообразности разработки отдельных
пластов самостоятельными сетками скважин могут быть
рассмотрены
совместная
эксплуатация
пластов
или
комбинированные
варианты,
например:
совместная
эксплуатация пластов в добывающих скважинах при
организации раздельной закачки воды в каждый пласт через
самостоятельные
нагнетательные
скважины;
создание
дифференцированного давления нагнетания в высоко и
низкопроницаемые пласты (группы пластов); применение
оборудования для одновременно-раздельной добычи и
одновременно-раздельной закачки.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

162.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

163.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Системой разработки нефтяного месторождения
следует называть совокупность взаимосвязанных
инженерных решений, определяющих объекты
разработки; последовательность и темп их
разбуривания
и
обустройства;
наличие
воздействия на пласты с целью извлечения из них
нефти и газа; число, соотношение и расположение
нагнетательных и добывающих скважин; число
резервных скважин, управление разработкой
месторождения, охрану недр и окружающей
среды.
ТюмГНГУ
[Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, 1998г.]
Саранча А.В.

164.

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.

165.

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.
количество нагнетательных скв.
количество добывающих скв.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

166.

ПАРАМЕТР ИНТЕНСИВНОСТИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
В литературе посвященной разработке нефтяных
месторождений, достаточно часто для характеристики
интенсивности системы заводнения используют не
соотношение нагнетательных и добывающих скважин, а
обратную
величину,
соотношение
добывающих
и
нагнетательных скважин. По всей видимости этот показатель
более удобен для понимания, потому как для большинства
месторождений этот параметр больше единицы и
показывает какое количество добывающих скважин
приходится на одну нагнетательную. Далее этот параметр
будем обозначать как Дс/Нс, что означает соотношение
добывающих и нагнетательных скважин. Чем меньше этот
параметр тем интенсивнее система заводнения.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

167.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Системы разработки нефтяных и газонефтяных
залежей подразделяют на системы с воздействием на
пласт и без воздействия.
Система
разработки
без
воздействия
подразумевает, что нефтяная или газонефтяная залежь
будет
разрабатываться
за
счет
естественных
источников пластовой энергии (режимы залежей
водонапорный, упругий, растворенного газа, газовой
шапки и гравитационный). Система разработки
нефтяных залежей без воздействия применяется
довольно редко, в основном на сравнительно
небольших по размерам залежах с активной
законтурной водой.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

168.

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.

169.

ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
При законтурном заводнении воду
закачивают в пласт через нагнетательные
скважины, размещаемые за внешним
контуром нефтеносности по периметру
залежи.
Эксплуатационные
скважины
располагают
внутри
контура
нефтеносности
рядами
параллельно
контуру. Эффективно при небольшой
ширине залежей (до 5 - 6 км), малой
относительной вязкости пластовой нефти
(до 2 - 3 сП), высокой проницаемости
коллектора (400 - 500 мД и более),
сравнительно
однородном
строении
продуктивного пласта, хорошей связи
залежи с законтурной областью.
ТюмГНГУ
Схема законтурного заводнения
1 – Нагнетательные скважины;
2 – Добывающие скважины;
3 – Нефтенасыщенная часть залежи;
4 – Внешний контур нефтеносности,
обозначается (– ∙ –);
5 – Внутренний контур нефтеносности,
обозначается (– ∙∙ –);
[Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, 1998г.]
Саранча А.В.

170.

ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором
удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны
залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и
законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также
при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.
1
ТюмГНГУ
2
3
4
1 – Внутренний контур нефтеносности, обозначается (– ∙∙ –);
2 – Внешний контур нефтеносности, обозначается (– ∙ –);
3 – Нагнетательные скважины;
4 – Добывающие скважины;
Саранча А.В.

171.

ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Системы с внутриконтурным заводнением,
получившие в нашей стране наибольшее
развитие, подразделяются на:
рядные (блоковые),
площадные,
избирательные,
очаговые,
барьерные (для газовой шапки),
и др.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

172.

РЯДНЫЕ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
Наиболее распространенной разновидностью
рядных систем, являются блоковые системы
заводнения.
При
этих
системах
на
месторождениях,
обычно
в
направлении,
поперечном их простиранию, располагают ряды
добывающих
и
нагнетательных
скважин.
Практически
применяют
однорядную,
трехрядную и пятирядную схемы расположения
скважин, представляющие собой соответственно
чередование одного ряда нагнетательных
скважин и одного или трех или пяти рядов
добывающих скважин.
ТюмГНГУ
[Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, 1998г.]
Саранча А.В.

173.

ОДНОРЯДНАЯ СИСТЕМА ЗАВОДНЕНИЯ
На карте текущего состояния
разработки
нефтяной
залежи
(справа) представлена однорядная
система
заводнения.
Видно,
чередование рядов добывающих и
нагнетательных скважин.
Также на карте можно заметить,
что расстояния между нагнетательными скважинами внутри ряда и
между самими рядами, не равно
(Ln ≠ σн).
Если Ln = σн то однорядная
система аналогична пятиточечной
площадной системе заводнения,
которая будет рассмотрена далее.
Соотношение добывающих и
нагнетательных скважин, примерно
равно один к одному (Дс/Нс ≈1).
ТюмГНГУ
Карта текущего состояния разработки
σн – расстояние между нагнетательными
скважинами внутри ряда
Ln
–
расстояние
между
рядами
нагнетательных скважин
Саранча А.В.

174.

ТРЕХРЯДНАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ
Схема трехрядного заводнения
1 – Нефтенасыщенная часть залежи;
2 – Добывающие скважины;
3 -Нагнетательные скважины;
l01 – расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин;
l12 – расстояние между первым и центральным (стягивающим) рядом добывающих скважин;
Zn – ширина блока или расстояние между рядами нагнетательных скважин.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, примерно три к одному (Дс/Нс ≈3).
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

175.

ПЯТИРЯДНАЯ СИСТЕМА ЗАВОДНЕНИЯ
Соотношение добывающих
и нагнетательных скважин,
примерно пять к одному
(Дс/Нс ≈5).
1
2
3
1- контур нефтеносности; Скважины: 2-нагнетательные, 3 – добывающие.
Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в
том, что они могут проектироваться и реализоваться, когда детальные сведения
о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких
систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной
последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения
объемов закачки воды. Недостаточный учет геологической неоднородности при
реализации блоковых систем может быть в значительной степени восполнен в
процессе разработки путем развития и совершенствования всей системы.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

176.

Площадные системы разработки
Рассмотрим
наиболее
часто
используемые
на
практике
системы
разработки нефтяных месторождений с
площадным
расположением
скважин:
пятиточечную,
семиточечную
и
девятиточечную.
Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы)
обладают большей активностью по сравнению с блоковыми трех и пятирядной
системами. Это обусловлено тем, что в рамках систем с площадным заводнением
каждая добывающая скважина с самого начала разработки непосредственно
контактирует с нагнетательными, а в трех и пяти рядных системах только
внешние (первые) ряды добывающих скважин.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

177.

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.

178.

Площадные системы разработки
семиточечная система заводнения
Элемент семиточечной системы представляет из себя
шестиугольник, в углах которого в случае обращенной
системы находятся добывающие, а в центре –
нагнетательная скважина, либо наоборот, в случае обычной
семиточечной
системы
заводнения.
Соотношение
добывающих и нагнетательных скважин, для обычной –
один к двум (Дс/Нс≈0,5), для обращенной два к одному
(Дс/Нс≈2).
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

179.

Площадные системы разработки
Площадная
девятиточечная система заводнения
В элементе девятиточечной системы заводнения,
соотношение добывающих и нагнетательных скважин, для
обычной – одни к трем (Дс/Нс≈0,33), для обращенной три к
одному (Дс/Нс≈3).
Самая интенсивная из рассмотренных систем с
площадным расположением скважин пятиточечная, наименее
интенсивная девятиточечная.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

180.

Площадные системы разработки
При
реализации
площадных
систем
разработки не допускается использование других
(т.е. не принадлежащих данному элементу)
нагнетательных скважин без нарушения потоков
движущихся в пласте веществ. При невозможности
эксплуатации нагнетательной скважины данного
элемента необходимо либо бурить другую такую
скважину в некоторой точке (очаг), либо
осуществлять процесс вытеснения за счёт более
интенсивного
использования
нагнетательных
скважин другого элемента. В этом случае
упорядоченность потоков сильно нарушается.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

181.

ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Избирательное
заводнение
предусматривает
выбор
местоположения нагнетательных скважин после разбуривания
эксплуатационного объекта по равномерной сетке с учетом
изменчивости его геологического строения. При составлении первого
проектного документа на разработку местоположение нагнетательных
скважин не определяют. После разбуривания объекта по
равномерной сетке и некоторого периода эксплуатации всех скважин
на нефть для освоения под закачку воды выбирают скважины,
местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому
строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь
объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины
оказываются размещенными по площади объекта неравномерно.
Избирательное заводнение применяют при резкой зональной
неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном
залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей
коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно
по площади и т. д., а также при нарушении объекта серией
тектонических разломов.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

182.

ОЧАГОВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Очаговое заводнение по сути является избирательным
заводнением, но применяется как дополнение к другим
разновидностям заводнения (законтурному, приконтурному,
разрезанию на площади, блоки и др.), если они не
обеспечивают влияние закачки воды по всей площади
объекта. Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные
скважины или небольшие группы скважин) обычно создают
на участках, не испытывающих или недостаточно
испытывающих влияние заводнения после освоения
запроектированного его вида. Под нагнетательные выбирают
скважины из числа добывающих, преимущественно из тех,
которые основную свою задачу уже выполнили, т. е.
расположенные на заводненных (выработанных) участках
объекта разработки. При необходимости для создания очагов
заводнения бурят специальные дополнительные скважины.
Очаговое заводнение применяют очень широко: это
одно из главнейших мероприятий по развитию и
совершенствованию систем разработки с заводнением.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

183.

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.

184.

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.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

185.

ПЕРИОДЫ (СТАДИИ)
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

186.

Стадии разработки нефтяных месторождений
В разработке нефтяных месторождений принято выделять четыре стадии,
которые характеризуются определенными закономерными изменениями
технологических показателей.
Рассмотрим подробнее каждую стадию на конкретном примере МортымьяТетеревского месторождения, разрабатываемого с 1966 года.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

187.

Стадии разработки нефтяных месторождений
Первая стадия (освоение эксплуатационного объекта) характеризуется
интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня,
быстрым увеличением действующего фонда скважин, резким снижением
пластового
давления
и
небольшой
обводненностью
продукции.
Продолжительность периода составляет 4 – 8 лет, а за окончание, принимается
точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение годовой
добычи нефти к начальным извлекаемым запасам).
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

188.

Стадии разработки нефтяных месторождений
Вторая стадия (сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи
нефти) характеризуется ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет
резервного фонда и нарастанием обводненности добываемой продукции.
Продолжительность периода может составлять от одного до семи лет,
окончанием считается, когда уровень добычи отклоняется от максимального на
более чем 10 %. В рассматриваемом примере продолжительность стадии
составила 2 года, т.к. в 1976 году отклонение годовой добычи от максимума
74-го года составило 13,2 %, что ознаменовало начало третьей стадии разработки.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

189.

Стадии разработки нефтяных месторождений
Третья стадия (интенсивного снижения добычи) характеризуется снижением
добычи нефти в среднем на 5 – 20 % в год при маловязких нефтях, и 3- 10 % при
нефтях повышенной вязкости. Окончанием периода считается резкий перелом
кривой динамики добычи нефти при темпе отбора в диапазоне от 1 до 2 % от
НИЗ [1]. Обычно продолжительность 3-й стадии составляет 8-12 лет, а за это
время отбирается 40-50 % НИЗ. В нашем примере длительность данного
периода составила 15 лет, за который было отобрано 41 % НИЗ.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

190.

Стадии разработки нефтяных месторождений
Первые
три
стадии
составляют
основной
период
разработки
продолжительностью 20–30 лет и более по наиболее крупным месторождениям.
В течение основного периода при разных характеристиках и разном уровне
совершенствования систем разработки отбирают 70 – 85 % начальных
извлекаемых запасов (НИЗ). В представленном примере, на МортымьяТетеревском месторождении на конец третьей стадии отобрано
74,5 % НИЗ, а продолжительность основного периода составила 25 лет.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

191.

Стадии разработки нефтяных месторождений
Четвертая стадия – это период, в течение которого при темпе обора от НИЗ
менее 2 % весьма продолжительное время отбираются оставшихся 15 – 30 %
утвержденных извлекаемых запасов [1]. Начало четвертой стадии по объектам с
маловязкой нефтью явно выражается резким переломом кривой динамики
добычи нефти при темпе отбора от НИЗ менее 2 %. При повышенной вязкости
нефти такой перелом отсутствует, поэтому начало четвертой стадии может
приниматься по точке кривой на динамике добычи, соответствующей темпу
отбора от НИЗ менее 2 %.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

192.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

193.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
РАЗРАБОТКИ
Годовая добыча нефти – суммарная годовая добыча нефти по всем
добывающим скважинам месторождения или объекта. Характер изменения во
времени (динамика) этого показателя зависит не только от свойств пласта и
насыщающих его жидкостей, но и от
технологических
операций,
осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
Накопленная добыча нефти – суммарная накопленная добыча нефти за все
годы разработки месторождения или объекта.
Годовая добыча жидкости - суммарная годовая добыча нефти и воды.
Добывающие скважины не всегда дают чистую нефть. Обычно безводный
период эксплуатации скважин быстро заканчивается. Вода, также как и нефть
фильтруется к забоям добывающих скважин по продуктивным пластам, со
стороны законтурных областей, подошвенных частей или от нагнетательные
скважины. Также вода в скважину может поступать с выше или ниже лежащих
водонасыщенных горизонтов вследствие заколонных циркуляций. По этим
причинам продукция скважин начинает обводняться, а добыча жидкости
превышает добычу нефти.
Накопленная добыча жидкости – суммарная накопленная добыча
жидкости за все годы разработки месторождения или объекта
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

194.

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.

195.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
РАЗРАБОТКИ
Темп отбора от НИЗ – измеряется в процентах и показывает какое
количество от начальных извлекаемых запасов нефти добывается в какой либо
год разработки. Рассчитывается как: (годовая добыча нефти / начальные
извлекаемые запасы нефти)* 100.
Темп отбора от ТИЗ – измеряется в процентах и показывает какое
количество от текущих извлекаемых запасов нефти добывается в какой либо год
разработки. Рассчитывается как: (годовая добыча нефти / текущие извлекаемые
запасы нефти)* 100.
КИН – коэффициент извлечения нефти, бывает текущим и конечным
(утвержденным), рассчитывается:
Текущий КИН – рассчитывается как отношение накопленной добычи к
начальным геологическим запасам нефти;
Конечный (утвержденный) КИН – рассчитывается как отношение
извлекаемых запасов на конечную дату разработки к начальным
геологическим запасам.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

196.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
РАЗРАБОТКИ
Отбор от НИЗ – показатель выработки запасов, измеряется в процентах.
Рассчитывается как отношение текущего КИН к конечному КИН.
Кратность выработки запасов – показывает на сколько лет хватит запасов
нефти, если годовая добыча будет постоянной. Рассчитывается как отношение
текущих извлекаемых запасов к годовой добычи нефти.
Коэффициент использования фонда скважин – рассчитывается как
отношение действующего фонда скважин к сумме действующего и
бездействующего фонда скважин. Измеряется от нуля до единицы. Единица
означает отсутствие бездействующих скважин.
Коэффициент эксплуатации скважин – рассчитывается как отношение
суммарного количества суток всех скважин к произведению количества скважин
на 365 дней. Измеряется от нуля до единицы. Единица означает что все
скважины были в эксплуатации круглый год.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

197.

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.

198.

Литература
1.
Лисовский Н.Н., Иванова М.М., Базив В.Ф., Малюгин В.М. Совершенствование разработки нефтяных
месторождений в четвертой стадии // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – 2008. - №1. – С.9-11.
2. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудования и
технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и Г.Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с.
3. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. – М.: ООО
«Премиум Инжиниринг», 2009 – 570 с.
4. В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М., Недра, 1990. – 426 с.
5. Ю.П. Желтов Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. И доп. – М.:
ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 365 с.
6. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – Москва-Ижевск:
Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 672 с.
7. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль за разработкой
месторождений углеводородов. – М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт
компьютерных исследований, 2006. – 780 с.
8. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных
исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмурский госуниверситет, 2008. – 720 с.
9. Симкин Э.М., Кузнецов О.Л. Лекции по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. – М.Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2008. –
232 с.
10. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ. – М., Недра, 1980. – 398 с. – Пер. изд.,
Нидерланды 1976.
11. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. Москва 2010. – 60 с.
12. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки. Москва 2010. – 16 с.
13. Деева Т.А., Камартдинов М.Р., Кулагина Т.Е., Шевелев П.В. Современные методы разработки
месторождений на поздних стадиях. Томск 2006. 286 с.
14. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное
пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - 215 с.
ТюмГНГУ
Саранча А.В.

English Русский Правила