Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений

Контроль  за разработкой нефтяных и газовых  месторождений  

 

Выполнила: Нурмак А.С.

РАЗРАБОТКА  НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Разработка нефтяного  или газового месторождения —  это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти  и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью  определенный порядок размещения скважин  на площади, очередность их бурения  и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного  режима их работы. Всякая нефтяная и  газовая залежь, обладает потенциальной  энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти  и газа из пласта.

 

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

 

• Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
• В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:
• напор контурной воды под действием ее массы — водонапорный режим;
• напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды — упруговодонапорный;
• давление газа газовой шапки — газонапорный (режим газовой шапки);
• упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа — растворенного газа;
• сила тяжести нефти — гравитационный.

 

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим  залежи определяется главным образом  геологическими факторами: характеристикой  водонапорной системы, к которой  принадлежит залежь, и расположением  залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями  залегания и свойствами пород-коллекторов  и другими факторами; степенью гидродинамической  связи залежи с водонапорной системой.

 

На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия  эксплуатации залежей. При использовании  для разработки залежи природных  видов энергии от режима зависят  интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных  границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие  тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать  при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при  обосновании рационального комплекса  и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой

  
Режимы нефтяных залежей     
водонапорный режим

 

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема водонефтяного контакта (ВНК)

Пример  разработки нефтяной залежи при природном  водонапорном режиме 
а — изменение объема залежи в процессе; б — динамика основных показателей разработки 
1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти; 
положение ВНК: ВНК_нач — начальное, ВНК_к — конечное; давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: q_к — нефти, q_ж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k_извл.н — коэффициент извлечения нефти  

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической  связи залежи с законтурной зоной  пласта и с областью питания. Эти  предпосылки обеспечиваются при  следующих геологических условиях:

• больших размерах законтурной области;
• небольшой удаленности залежи от области питания: высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
• отсутствие тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе;
• низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

 

Водонапорный  режим отличают следующие особенности  динамики показателей разработки

 

• тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;
• практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;
• достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, — до 8 – 10 % в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 – 90 % извлекаемых запасов нефти;
• извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0.5 – 1.

 

Водонапорным  режимом характеризуются отдельные  залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской (Оренбургской), Волгоградской и Саратовской  областей и некоторых других районов. 

Упруговодонапорный  режим

 

Режим, при котором  нефть вытесняется из пласта под  действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

 

Упруговодонапорный режим  может проявляться в различных  геологических условиях. Им могут  обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую  связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие:

Ø      большой  удаленности от нее;

Ø      пониженной проницаемости;

Ø      значительной неоднородности пласта;

Ø      повышенной вязкости нефти;

Ø      больших  размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут  полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.

 

 

Динамика  основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме 
давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: q_к — нефти, q_ж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k_извл.н — коэффициент извлечения нефти  

• Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения.
• Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи, темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся  до конца разработки, характерен для  верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

 

 

Газонапорный  режим

 

Газонапорный  режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

 

Режим в чистом виде может  действовать в залежах, не имеющих  гидродинамической связи с законтурной  областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами  разобщения залежи и законтурной  области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего  слоя вблизи ВНК, наличие тектонических  нарушений, ограничивающих залежь и  др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:

• наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;
• значительная высота нефтяной части залежи;
• высокая проницаемость пласта по вертикали;
• малая вязкость пластовой нефти (не более 2 – 3 МПа×с).

В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых  залежах Краснодарского края и в  других районах.

 

Пример  разработки нефтяной залежи при природном  газонапорном режиме 
а — пример залежи; б — динамика основных показателей разработки. давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: q_к — нефти, q_ж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k_извл.н — коэффициент извлечения нефти

  
 
 
Режим растворенного газа 
   
Режим растворенного газа 
   
Режим растворенного газа 
 
Режим растворенного газа

 

Режим растворенного  газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

 

 

Динамика  основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного  газа. 
давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: q_к — нефти, q_ж —жидкость; 
В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k_извл.н - коэффициент извлечения нефти  

Динамика годовых показателей  разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое  давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым  давлением со временем нарастает. Промысловый  газовый фактор некоторое время  остается постоянным. Затем с увеличением  количества выделяющегося газа фазовая  проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора  увеличивается до значений, в несколько  раз превышающих пластовое газосодержание. Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.

 

 

Гравитационный  режим

 

Гравитационный  режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты.

При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется

 

Пример  разработки нефтяной залежи при природном  гравитационном режиме 
а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти q_н,: 
1 - 3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти  

РЕЖИМЫ  ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 
Газовый режим