Виды несовершенства скважин и его учет

Дисциплина «Разработка нефтяных месторождений»

1. Назначение систем поддержания пластового давления. ППД относится к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки, Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапорном режиме. На практике применяются следующие системы заводнения: Законтурное, Внутриконтурное (Блочная, Рядная (1-3-5), Площадная (5-7-9 точечная), Очаговая, Избирательная, Барьерная, Центральная).

2. Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения. Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода). Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность S_В < 25%. При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

3. Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды. Неравномерность св-тв коллектора по проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлении. Т.е. в конусе будет скорость флюидов ниже, чем в горизонтальном направлении. При ГРП давление должно быть не ниже 0,7. При опасностиобразования конуса подошвенной воды соблюдают условие поддержания предельного безводного дебита, величину которого определяют степенью вскрытия пласта, соотношением коэффициентов проницаемости по горизонтали и вертикали и другими факторами. Образование конусов подошвенной воды или преждевременный прорыв краевой воды в скважины может существенно снизить проницаемость призабойной зоны и даже прекратить поступление газа в скважину.

4. Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями. Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает нефтегазоотдачу пластов, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дорогостоящих материалов.1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2-я параллельными сбросами;

2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;

3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;

4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;

5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов

6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;

7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);

8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;

9) при забуривании 2-го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;

10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;

11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;

12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;

13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;

14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др.

5. Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.

Закон Дарси — закон фильтрации жидкостей и газов в пористой среде. Исторически закон был получен А.Дарси экспериментально, но может быть получен с помощью осреднения уравнений Навье – Стокса, описывающих течение в масштабе пор (в настоящее время имеются доказательства для пористых сред с периодической и случайной микроструктурой). Выражает зависимость скорости фильтрации флюида от градиента напора:

где: — скорость фильтрации, — коэффициент фильтрации, — градиент напора

6. Особенности разработки трещиновато-поровых коллекторов.

7. Виды и назначение площадных систем заводнения.

применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).

Наиболее часто используемые: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добы вающие, а в центре — нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин со-ставляет 1 :1,w = 1.

Семиточечная система (рис. 13). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Доб. скв.расположены в углах шестиугольника, а нагн.—в центре. Параметр и =1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

Девятиточечная система (рис. 14Нагн.скв.:добыв.скв= 1 : 3 , так что w=1/3.

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы жесткие, поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

Если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

Площадные с-мы позволяют более рассредоточенно воздействовать на пласт.(разработкиасильно неоднородных по площади пластов). Нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию.

Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных 5-точечной системы, в результате чего получают девятиточечную систему.

8. Виды и назначение рядных систем заводнения. применяют 1, 3х и 5рядную схемы расположения скважин (чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов доб. и одного ряда нагнетательных скважин, 5 д.скв и 1 ряда нагн. скв. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют, т.к. в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, => падение пласт. давления. Число рядов – нечетное, необходимо проводить центральный ряд скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной- раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин - стягивающим рядом. Разновидность рядных с-м — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин.

Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 6. Рядные системы разработки необходимо характеризовать помимо расстояния между нагнетательными скважинами и расстояния между добывающими скважинами следует учитывать ширину блока или полосы.

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр NKP для однорядной, трехрядной и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 —1,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи — меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости доб. скважин равны расходам закачиваемого агента в нагн. скважины. Эту с-му используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагн. и доб. скважин в рядах, можно нагн. скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой. Применяются как шахматное, так и линейное расположение скважин.

При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения достаточно рассчитать данные для одного элемента, а затем суммировать их по всем элементам системы с учетом разновременности ввода элементов в разработку.

Трехрядная и пятирядная системы .Для трехрядной и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_п, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между первым и вторым рядом доб. скважин l₁₂ (рис. 8), между вторым и третьим рядом доб. скважин для пятирядной системы l2 з (рис. 9). Ширина полосы L_п зависит от числа рядов доб. скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂ = l₂₃=700 м, то L_п = 4,2 км.

Рис. 8. Расположение скважин при трехрядной системе разработки: Рис. 9. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2- добывающие скважины; 3 – нагнетательные скважины I, 2, 3 — см. рис. 8

Параметр со для трехрядной систем, равный отношению числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин w равен примерно 1/3, а для пятирядной 1/5. При значительной приемистости нагн. скважин по трехрядной и пятирядной с-мам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости доб. скважин и высокий темп разработки м-я в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагн. скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны соответственно на рис. 10 и 11.

9. Основные виды внутриконтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта.

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; барьерное заводнение; разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; избирательное и очаговое; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение.

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин ( не более 5 – 7 ).

Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 пласта горизонта Д₁ , Татария), Покровском (Оренбургская обл.), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском и других месторождениях.

В результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.

Барьерное. На м-ях с газовой шапкой нагн. скважины располагают по внутр. контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

Избирательное.м-е буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД. Достигается более полный охват охват заводнением

Очаговое.Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков. Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.

Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнениепредусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части. Осевое заводнение было осуществлено в США на месторождениях Уиссон (1948 г.) и Келли-Снайдер ( 1954 г.) , в России - при разработке Новодмитриевского, Якушкинского, Усть-Балыкского (пласты группы А).

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ).

Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).

Рис. 4 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2s н = 2 s д = 2s. Если 2L = 2s, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин ( 1: 1 ) . 5т система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагн. скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В 9т системе на одну доб. скважину приходится три нагн. (соотношение скважин 3 : 1). В обращенной 9т (с нагн. скважиной в центре квадрата) соотношение нагн. и доб. скважин составляет 1 : 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем 4т ( обращенную семиточечную) и 7т ( или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагн. и доб. скважин соответственно 1:2 и 2:1. Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.

10. Источники пластовой энергии. Источниками пластовой энергии являются напор краевой и подошвенной вод, давление газа в газовой

шапке и растворенного газа в нефти после выделения его из раствора, давление от веса столба нефти, упругое расширение воды и нефти, сжатие пласта под давлением веса вышележащих пород при снижении пластового давления. Эти силы проявляются раздельно и совместно. Различают два типа источников пластовой энергии - естественные и искусственные. К естественным источникам относятся упругость пластовой системы, напор пластовых вод, наличие свободного газа (в виде газовой шапки), энергия растворенного газа, напор обусловленный силой тяжести. Пластовую энергию можно поддерживать искусственным способом - закачкой в пласт воды, пара или газа. В зависимости от того, какой источник пластовой энергии преобладает, формируется определенный режим разработки.

11. Режимы эксплуатации залежей. Режимом называется характер проявления преобладающего вида пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий. Наиболее распространенные в практике разработки нефтяных месторождений режимы пластов - упругий, растворенного газа и газонапорный или газовой шапки. При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также за счет уменьшения порового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высоко проницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным. С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начинает выделятся растворенный в ней газ, и режим пласта изменится, упругий режим сменится режимом растворенного газа.В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газонапорный режим или режим газовой шапки. Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, такой режим пласта называют гравитационным. 1.без ППД(- упругий режим;упругогазонапорный,гравитационный,раств.газа упруго-водонапорный режим(вытеснение газированной нефти водой) 2. с ППД (-законтурное заводнение;приконтурное;-внутриконтурное заводнение:1.рядное(1, 3,5-рядная сист)2. площадная сист(4,5,7,9-титочечная)

3. сводовое 4. блоковое 5. Барьерное 6. Очаговое

Виды несовершенства скважин и его учет

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра. Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия. Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис. б). Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта. На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-луДюпюикоэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины r_с.пр.: Q_нс=2πkh(P_к-Р_с)/μ(lnR_к/r_c+С₁+С₂), k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C₁-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C₂- по хар-ру вскрытия. С₁и С₂ определяются по графикам Щурова.С₁=f(hD; d/D; l₁/D), где D – диаметр скважины по долоту, h – число перфорационных отверстий на 1 м, d – диаметр перф. отверстий, l₁ – глубина проникновения пуль в породу.C₂=f(относительного вскрытия пласта; отношения эффективной мощности пласта к диаметру по долоту)

Если гидродинамическое несовершенство сквхар-ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скв в равных условиях, то η=Q_нс/Q_c=ln(R_к/r_c)/ln(R_к/r_c.пр.), где η- коэф-т гидродинамическогонесовершенства скв.

12. Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой. Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа. На рис. 2.6 представлены результаты расчетов поведения пластового давления во времени в процессе разработки залежи в режиме газовой шапки.

Рис. 2.6. Изменение во времени безразмерного среднеинтегрального пластового давления при разных отношениях объема нефтяной оторочки и газовой шапки:

1- n = 0,25; 2 - n = 0,5; 3 - n = 1; 4 - n = 2; 5 - n = 4; 6 - n = 8

Из рисунка видно, что изменение пластового давления происходит по криволинейному закону и темп падения давления тем больше, чем меньше объем газовой шапки по отношению к объему нефтяной части залежи (чем больше n). При объеме нефти в залежи, в четыре раза превышающем объем начальной газовой шапки, через десять лет давление снизится на 50 % (P = 0,5). Тогда как при объеме нефти, составляющем 0,25 от объема газовой шапки, к тому же времени давление снизится только на 5,8 %.

Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечнаянефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4 - 0,5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

13. Виды неоднородности коллекторов. По проницаемости; по пористости; по распределению остаточной водонасыщенности;

Различают параметрическую неоднородность, или микронеоднородность. Коллектор - горня порода, содержащая пустоты(поры и трещины) и способная вмещать и фильтровать флюиды. 1) послойную неоднородность горизонта (пласта), в том числе с наличием гидродинамической связи и ее отсутствием между отдельными пропластками; 2) зональную (площадную) неоднородность горизонта (пласта); 3) пространственную (объемную) неоднородность горизонта (пласта).

14. Зоны раздела фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.

На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис. 26). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.

15. Методы определения КИН. Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущуюнефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачиη от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQв/V_пили η от ΣQ_вз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти,Q_вз-вода закаченная в пласт ). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения ΣQ_вз/Vnт в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.Текущаяобводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачиη равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η₁ на коэффициент η₂ охвата пласта процессом вытеснения. Коэффициентом вытеснения нефти водой η₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

16. Критерии выбора объектов для проведения ГРП. Влияющие параметры объединены в 3 группы:

-оценка горно-геологических условий;

-требования к характеристикам скважин и их тех. состоянию;

-оценка состояния разработки.

основные оценки состояния разработки

Геология – эффективная нефтенасыщенная толщина >3,5м

миним. толщина глинист. раздела >6м

может понадобится, плотность тек. запасов нефти >30 тыс. т

Скважина - техн. исправность (отсутствие слома или смятия колонны,

герметичность ствола, хорошее качество цементного кольца в интервале перфорации и на 20 м вверх и вниз от него);

угол отклонения скв. от вертикали при входе в пласт <10о

Состояние разработки – дебит по жидкости рассматриваемой скв. значительно ниже потенциального и по сравнению

с соседними скв.;

расстояние до линии нагнетания и ВНК >500м

тек. обводненность <50%

выработка запасов по элементу разработки <60%

тек. пластовое давление >0,85 нач.

17. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений. На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Существуют следующие методы регулирования разработки:

1) технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2) технологии, с изменением числа скважин.

18. Технология и назначение форсированных отборов нефти. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р₃. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.Применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Практикой отработаны основные подходы к успешному внедрению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30—50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

19. Назначение и область применения потокоотклоняющих технологий. Блокирование высокопроницаемых обводненных зон и трещин неоднородного пласта. Снижение прорывов закачиваемых вод к добывающим скв. Вовлечение в разработку низкопроницаемых участков и зон продуктивного пласта. Сшитые полимерные составы – терригенный коллектор (ТК), карбонатный коллектор в поровых и трещиновато-поровых коллекторах. Селикат-гелевые составы - терригенные коллектора (ТК) и карбонатные коллектора разрабатываемые заводнением; поровых и трещиновато-поровых коллекторах. Эмульсионные составы - терригенные коллектора поровых и трещиновато-поровых; карбонатный коллектор поровых и трещиновато-поровых.

20. Методика определения технологической эффективности ГТМ. Суть методики состоит в том, что прогнозирование добычи нефти осуществляется с учетом потерь, возникающих в результате истощения и роста обводненности разрабатываемого объекта, а также вывода скважин из эксплуатации. Расчет потерь нефти осуществляется по экспоненциальной зависимости, учитывающей темп падения дебита скважин на будущий период, определяемый на основе аналогичных показателей предшествующего периода.

21. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.

22. Технология и область применения барьерного заводнения. Эта разновидность внутриконтурного 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. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.Барьерное заводнение применяют при: V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ

23. Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей. Залеж-естественное скопление углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам – коллекторам с единой гидрономической системой. По сложности геологического строения, условий залеганий и выдержанности продуктивных пластов делятся: 1) Простое строение – выдержаные пласты, толщины по разрезу и по площади, коллектрские св-ва; 2) Сложное строение – не выдержанные толщины по площади и по разрезу, коллектрские св-ва; 3) Очень сложного строения – литологические замещения, тектонические разрушения, невыдерженность коллекторских св-тв и толщин.

24. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов. По велечине извлекаемых запасов нефти мест-ия подразделяются: 1) Уникальные – Более 300 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; 2) Крупные – от 30 до 300 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; Средние - от 3 (от 5 с 2016г) до 30 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; Мелкие – от 1 до 3 (до 5 с 2016г.) (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; Очень мелкие – менее 1 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа.

25. Технологии разработки многопластовых месторождений. Системы разработки многопластового месторождения- Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения: - система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания.
- система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх».
- система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.

26. (л)Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности. а) Газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность `r » 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит). б) Газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан - бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, `r » 1.1). в) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, `r » 0.7-0.9).г) Газогидратные - газ в твердом состоянии.

27. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений. Основная цель интенсификации добычи заключается в получении более высоких дебитов нефти. Интенсификация добычи осуществляется посредством увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне скважин. Применяется пять видов интенсификации добычи:1) кислотная обработка забоя; 2) гидравлический разрыв пласта; 3) торпедирование скважин; 4) термические методы воздействия на призабойную зону;5) термогазохимический метод обработки призабойной зоны.

Кислотная обработка скважин применяется, в том случае, когда коллектор состоит из известняков, доломитов или известковистых трещиноватых песчаников. Кислотная обработка заключается в закачке в пласт разбавленной соляной кислоты, которая, проходя по порам и трещинам пласта, растворяет карбонатные соединения и тем самым расширяет поры и трещины в пласте. Это приводит к увеличению проницаемости пласта в зоне забоя скважины, в которой имеются наибольшие сопротивления движению нефти.

Термокислотная обработка забоя скважины осуществляется путем прокачки кислоты через наконечник с магнием, которым оканчивается колонна нагнетательных труб. Кислота, реагируя с магнием, нагревается до 150° С. Горячая кислота плавит парафин и значительно эффективнее растворяет карбонатные породы.

Гидравлический разрыв пласта заключается в том, что в пласт через скважину закачивают жидкость разрыва, которая представляет собой вязкую жидкость - гель на водной основе или на нефтяной основе при высоком давлении превышающем горное или боковое давление обеспечивающее разрыв пласта. Под давлением в пласте образуются трещины.

Гидравлический разрыв пласта сгущенной кислотой является комбинацией гидравлического разрыва с кислотной обработкой пласта. Он применяется только в карбонатных коллекторах. В трещину загоняется не песок, а сгущенная кислота.

Торпедирование скважин осуществлялось путем взрыва торпеды против пласта. Его рекомендовалось производить в крепких песчаниках, известняках и доломитах.

Термические методы воздействия на призабойную зону пласта применяются для плавления парафина и смол, которыми засоряются поровые каналы в призабойной части пласта.

Термогазохимический метод обработки забоев скважин. Н.А.Мальцев предложил при торпедировании скважин бризантное взрывчатое вещество, которое сгорает в одну тысячную долю секунды, заменить порохом (перхлорат аммония), горение которого на забое скважины продолжается от 10 до 30 с в зависимости от формы и величины заряда, который называется аккумулятором давления скважин (АДС).

28. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений. технология разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты c целью макс. извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетат., контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды.

29. Категории запасов нефти. Запасы Н и Г подразделяются по степени пром. Освоения и по степени геологической изученности по следующим категориям: А- Разрабатываемые и разбуренные; В1 – Разрабатываем, не разбуренные, разведанные; В2 – Разрабатываемые, не разбуренные, оцененные; С1 – Разведанные; С2 – Оцененные. (Приказ №477 от 1 ноября 2014г.) Ресурсы НГК по степени геологической изученности подразделяются на категории: Dо – Подготовленные; Dл – Локализованные; D1 – Перспективные; D2 - Прогнозируемые.

30. Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений. Стадии по годовой добыче нефти.

1. Хар-ся ростом годовой добычи и освоением систем ППД, окончанием разбуривания месторождения, основной фонд скважин эксплуатируется фонтаном

2. Хар-ся стабилизацией годовой добычи, основной фонд скважин – фонтан.

3. Хар-ся падением годовой добычи и ростом обводненности, ГТМ(геолого-технические мероприятия) по уменьшению обводненности и увеличению интенсификации добычи, основной фонд – насосный.

4. Хар-ся минимальными дебитами скважин по нефти, высокая обводненность более 90%, основной фонд ЭЦН.

Окончание эксплуатации хар-ся пределом экономической рентабельности.

31. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. 1) Химическая ОПЗ(обработка призабойной зоны) –за счет растворения некоторых видов пород и парафинов на стенках пор: -СКО (саляно-кислотная обр-ка) исп-ся в карбонатных породах; -ГКО (глино-кислотные обр-ки) исп-ся в тиррегенных породах с высокой глинистостью и низкой карбонатностью с помощью плавильной кислоты.; - поинтервальная- обр-ка 2-х интервалов, изолированных пакерами.; -термо-кислотная обр-ка – закл-ся в соединении магния с соляной кислотой и выделением теплоты; -пено-кислотные обр-ка

2) механическая ОПЗ: -ГРП; -вибро обработки; -торпедирование

3) тепловые ОПЗ. Растворяет парафины и снижает вязкость: - закачка теплоносителя; -спуск на забой нагревателя

4) Смешанное ОПЗ: -ТГХВ (термо-газо-химическое воздействие)сжигание пороха в кислотной среде, повышает температуру, кислота попадает в трещины.

-изоляция водопритоков с последующим кислотным воздействием

Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений. Для небольших м/р ( до 10 млн.тонн запасов) выполняются документы:

1) Проект(план) пробной эксплуатации м/р (на два года). 2) Тех.схема на разработку. 3) Уточненная (1 или несколько) тех.схема. 4) Проект на разработку, если м/р небольшое ч/з 5-8лет + несколько уточненных проектов. 5) Проект на доразработку м/р. 6)проект ликвидационных работ

Для крупных м/р и гигантов:

1) Тех.схема на разработку первоочередного участка. 2) Генеральная техсхема на разработку. 3) Принципиальная схема разработки. 4) Проект па разработку ч/з 12-14лет. 5) Уточненный проект на разработку ч/з 8-11лет + уточненные.6) Проект доразработки

Основные проектные документы на разработку нефтяного месторождения. Вид и содержание проектного проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы:

1)Проект пробной эксплуатации 2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации 3) Технологическая схема разработки 4)Проекты разработки

5)Уточненные проекты разработки 6)Анализ разработки

В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь набор документов. Если предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации и переходить к составлению основной технологической схемы разработки.

Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.). В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти, необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации для одного или нескольких участков месторождения. Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения.

После составления и утверждения тех.схемы составляется проект его обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл.нефтепроводов и их техн.характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки. Проект разработки составляется когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки. Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать:

*Общие физ.-геол. сведения о месторождении , его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде.

*Геол.-физ. характеристику месторождения , строение и данные об эффективных толщинах, данные о запасах, пористости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном и текущем Рпл и нефтенасыщенности.

*Данные гидродинамических исследований, данные о дебитах и приемистости скважин.

*Данные лабораторных исследований извлечения нефти из недр, теплофизические и физ.-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения.

*Обоснование выявления объектов разработки.

*Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа.

*Характеристику источников водоснабжения и газоснабжения.

*Обоснование экологической безопасности разработки.

*Экономические характеристики вариантов разработки.

На каждый проектный документ должно выдаваться техническое задание и показатели входящие в него не должны быть противоречивыми.

33. Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений. Трассерные исследования проводят обычно чтобы определить, в каком направлении закачка распространяется, а в каком нет. Суть технологии достаточно простая: в нагнетательную скважину закачивается маркер, в добывающих скважинах периодически отбираются пробы и в них измеряется концентрация маркера, строятся красивые графики зависимости концентрации от времени по скважинам, а по ним красивые картинки распространения маркера по площади

34. Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа. МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается. Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.

СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВЫХ) ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках. Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов. Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу: Vн=S*m*hнн*Kнн*Q*ρн где: hнн-нефтенасыщенная толщина - Kнн – коэффициент нефтенасыщенности - Q – пересчетный коэффициент для нефти - S – площадь нефтенасыщенности-m - пористость

35. Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии.

Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

36. Технологии совместной разработки многопластовых залежей.

Большинство месторождений нефти и газа состоят из нескольких продуктивных пластов, расположенных на различных глубинах этажа нефтегазоносности.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому каждый обособленный нефтяной пласт разрабатывают своей сеткой добывающих и нагнетательных скважин.

Основной недостаток этого способа состоит в многократном увеличении капитальных вложений в бурение скважин и текущих экономических затрат на добычу нефти. Для пластов с низкой продуктивностью применение этого способа приводит к экономической нерентабельности разработки таких месторождений.

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому все нефтяные пласты, расположенные в пределах одной и той же нефтяной площади, объединяются в один общий эксплуатационный объект. Однако и этот способ имеет свои негативные результаты. Опыт применения способа в России и Казахстане указывает на геолого-физические условия, благоприятствующие или препятствующие объединению нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты самостоятельной разработки.

Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что не учитываются продуктивности пластов, их толщина и, следовательно, потенциальные дебиты, а также зональная и послойная неоднородность пластов по проницаемости, что в отдельных случаях может привести к значительному увеличению неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и вместо ожидаемого увеличения среднего дебита на скважину происходит его снижение. Это приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов.

37. Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов.

Эксплуатация неоднородных нефтяных пластов часто характеризуется неполной выработкой и ограниченным охватом работой толщин пласта.

В этом случае приток из низкопроницаемых продуктивных пропластков обычно не отмечается.

На многих месторождениях толщины таких интервалов превышают половину общей эффективной мощности пласта.

Приобщение их к разработке позволяет повысить добычу нефти и увеличить

коэффициент извлечения нефти. Одним из способов вовлечения низкопроницаемых пропластков является использование гидроразрыва пласта .

Другим эффективным способом приобщения к разработке низкопроницаемых толщин является существенное увеличение объемов закачки в соседних нагнетательных скважинах (вследствие образования в них в условиях повышенных репрессий незакрепленных трещин гидроразрыва.В этом случае по результатам исследований диагностируется фильтрация жидкости по всей мощности пласта.

38. Технологии выработки остаточных запасов нефти.

39. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.

40. Технологии разработки месторождений при АНПД и АВПД. Опыт разработки глубокозалегающих коллекторов с аномально высоким начальным пластовым давлением, сильно деформирующихся в процессе извлечения из них углеводородов, еще невелик во всем мире. Однако число месторождений, продуктивные пласты которых залегают на больших глубинах, возрастает, и поэтому проблема разработки сильно деформирующихся пористых и трещиноватых коллекторов будет представлять с каждым годом все больший интерес для нефтяной промышленности. Решение проблемы разработки месторождений нефтей с не-ньютоновскими свойствами во > многом связано с использованием физико-химических и особенно тепловых методов разработки. Нормальное начальное пластовое давление примерно равно гидростатическому. Если же начальное пластовое давление близко к вертикальному горному, т. е. геостатическому, то такое давление считают аномально высоким или аномальным.Создается такое давление чаще всего в замкнутых пластах, залегающих на глубинах свыше 3,5—4 км. В соответствии с соотношением (11.64) при высоком средневзвешенном пластовом давлении р среднее нормальное напряжение о сравнительно низкое. Следовательно, породы пласта в течение длительного геологического времени оставались мало нагруженными и поэтому слабо уплотненными. При разработке нефтяного месторождения с аномально высоким пластовым давлением без воздействия на пласт пластовое давление быстро снижается. За весь период разработки изменение средневзвешенного пластового давления Ар может составить величину, сравнимую с начальным пластовым. При этом среднее нормальное напряжение, пористость и проницаемость пород пласта, особенно с учетом ихпервоначальной слабой уплотненности, изменяются нелинейно.

41. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях: - оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

Контроль включает в себя следующие методы: 1.Промысловые методы контроля (контроль за динамикой дебитов, фонда скважин, текущими показателями, процессами обводнения скважин, за темпом разрботки, стадийностью разработки, за накопленными показателями, накопленной компенсацией, эфф-тью ГТМ, текущей нефтеотдачи

2.Геофизические (за работающими интервалами, за источниками обводнения, тех.состоянием скважин, качеством цементнго камня, за интервалами обводнения, за начальной и текущей нефтенасыщенностями, за распределением коллекторов в объеме объекта разработки, за эфф-тью ГТМ)

3.Гидродинамические (за самоочисткой ПЗП, за динамикой к-тов продуктивности, за распределением Кпр по площади разбуренного ОР, за динамикой Кпр при различных ОПЗ)

4.Физико-химические (определение источников обводнения, контроль за проведением трассерных исследований – закачка красителей, за работой пластов в едином фильтре методами фотоколориметрии нефтей – по к-ту светопоглощения)

Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей. 1 - карьерный и шахтный способы разработки;

2 - так называемые «холодные» способы добычи; 3 - тепловые методы добычи

1 - карьерный и шахтный способы разработки;

Добыча нефти карьерным методом состоит из двух основных операций: выемки нефтеносной породы и транспортировки на обогатительную фабрику с последующим извлечением нефти. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, и после проведения дополнительных работ по получению из породы углеводородов, обеспечивается высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85%. Шахтный метод разработки применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами.

К современным «холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод «CHOPS», предполагающий добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два принципиально различных вида. Первый, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств - обычно типа ТЭНов) с последующим перемещением фронта горения путём нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение).

Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая - основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименования: паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) Вторая - на паротепловой обработке призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар.

43. Основные теории фильтрации жидкости в пористой среде. Фильтрацией называется движение (просачивание) жидкостей и газов через пористые среды под действием каких-либо факторов). Линейный закон фильтрации. Дарси установил что, расход жидкости через трубку с пористой средой прямопропорционален потери напора и площади фильтрации и обратно пропорционален длине образца. Q=C∙((H1-H2)/L)∙S (Закон дарси для воды)

Не линейный закон фильтрации. V=C(∆P/L)^1/ⁿ. Определяется экспериментально либо теоретически.

44. Категории скважин.

По способу эксплуатации:

- Фонтан; - Газлифт;- Насосные

По виду извлекаемого сырья

- нефтяные; -газовые; -газоконденсатные

По назначению

1-поисковые (для поиска новых залежей); 2-разведовочные (для определения запасов); 3-эксплуатационные

-добывающие; -нагнетательные; -контрольные (•пьезометрические (для замеров Рпл); •наблюдательные (для контроля ВНК, ГНК, ГВК))

-оценочные (для оценки выработанных запасов); -резервные; -специальные (водозаборные)

45. Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов.

46. Методы построения гидродинамических моделей нефтяных месторождений.

47. Методы контроля за ППД.

Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы:

· контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК;

· выявление обводненных слоев и прослоев;

· определение характера жидкости, притекающей к забою;

· оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных их частей;

· контроль технического состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки.

48. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.

49. Постоянно действующие геолого-гидродинамические модели.

50. Правовые условия разработки нефтяных месторождений. Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов и рационального использования запасов УВС. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются, но может осуществляться корректировка проектных технологических показателей на срок до 3 лет.При авторском надзоре осуществляется контроль реализации проектных технологических документов, сопоставляются фактические технико-экономические показатели с принятыми в проектных технологических документах, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Намечаются мероприятия, направленные на устранения причин расхождения, корректируются технологические показатели разработки.

Авторские надзоры также могут составляться по требованиям органов управления фондом недр и государственного геологического контроля в случаях выявленных значительных отклонений от основных проектных показателей разработки. Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года. В задачи авторского надзора за разработкой нефтяного месторождения входит:

контроль за исполнением утвержденных протоколом ЦКР (или ТКР) проектных решений по разработке месторождения;

выяснение причин отклонения фактических показателей разработки от проектных;

выработка рекомендаций по регулированию процесса разработки месторождения в рамках проектных решений;

подготовка исходных данных для дальнейшего проектирования разработки месторождения.

Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.

52. Типы моделей пластов (объектов разработки).

53. Методы подсчета запасов нефтяного месторождения. Подсчет запасов выполняется на основе данных и результатов исследования проекта пробной эксплуатации (ППЭ). Формула для подсчета запасов Н и Г – Vн геолог.запасов=S∙m∙hнп∙Kнн∙Ɵ∙Pн; Vгаз геолог.запасов=S∙m∙hгн∙Кгн∙(Рпл/Рст) ∙ (Тст/Тпл) ∙ Z ;; Где: S- площадь н-г насыщенности, m-пористость, hнн- нефтенасыщеная толщина, hгн газонасыщеная толщина, Кнн – коэфф.нефтенасыщености, Кгн – коэфф.газонасыщености, Ɵ-пересчетный коэфф. для нефти, Рн- плотность нефти в поверхностных условиях, Рпл – пластовое давление, Рст – стандартное давление (0.1 МПа), Тст – тех. Стандартная температура = 293К (200С*), Тпл – пластовя температура в К, Zпл – коэфф. сверхсжимаемости.

54. Особенности разработки нефтяных оторочек. Основные сложности при разработке нефтегазовых залежей связаны с технологическими трудностями извлечения нефти, зависящими от режима их разработки. При этом в основном проявляют себя режимы растворенного газа и упруговодонапорный; первый имеет главенствующее значение и определяет конечный коэффициент нефтеотдачи, в большинстве случаев несущественный. Рациональным способом извлечения запасов нефтяной оторочки считается опережающая выработка ее с сохранением энергии газовой шапки. Однако, как показывает мировая практика, иногда полезен способ одновременного извлечения запасов нефти и газа из нефтегазовых залежей с сохранением неподвижности газонефтяного контакта.Во многих случаях при разработке нефтегазовых залежей (НГЗ) вскрываются газоводонефтяные зоны или нефтяные оторочки при разработке газоконденсатнонефтяных залежей (ГКНЗ) с подошвенной водой.

азработка таких залежей обусловливается следующими характерными особенностями

· полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и водоносным пластом и вероятной подвижностью газонефтяного и водонефтяного контактов в окрестности скважин в процессе разработки залежи

· практически неподвижностью контуров газоносности и нефтеносности в пласте; равномерным распределением пластовой энергии по площади нефтеносности;

· равенством начального пластового давления и давления насыщения

· относительной близостью расположения к забоям скважин водонефтяного и газонефтяного контактов при дренировании нефтяной оторочки

· неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и их загазованности и в конечном счете к значительной потере пластовой энергии и снижению нефтеотдачи

· возможностью проявления ретроградной конденсации из-за снижения давления в газонасыщенной зоне пласта, предопределяющей пластовые потери конденсата

· трудностью регулирования перемещением ГНК и ВНК и др.

При разработке НГЗ и ГКНЗ с подошвенной водой темп отбора нефти обусловливается деформацией контактов и прорывом газа и воды к забоям скважин. При этом весьма важным параметром при установлении режима работы скважин и прогнозировании технологических показателей разработки является анизотропия пласта, обоснование которой необходимо для каждой конкретной залежи. М. Маскет также указывает, что анизотропность коллектора существенно влияет на эффективность размещения скважин. Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раз дела вода-нефть. Высокая проницаемость по вертикали (малая анизотропия пласта) способствует быстрому продвижению вершины конуса к забою скважины, что обусловливает концентрированную деформацию поверхности раздела вблизи скважины с низким коэффициентом охвата вытеснения нефти подошвенной водой.

55. Коэффициент охвата. Методы определения K_охв. Влияние на КИН. -: 1) Теоретически (по характеристикам вытеснении путем определения подвижных запасов нефти –Qо) Кохв=Qо/Qгеол∙Квыт.; 2) Геолого-статистическим методом, через апроксимационную (геологтческую) песчанистость (Р^); 3) Геолого- статистическим методом, через геологическую песчанистость (Кпесч).; 4) Методом ПГИ – потокометрия, дебитометрия (определение работающих толщин). Кохв-Отношение нефтенасыщенного объема пласта, охваченного процессом вытеснения(дренирования) под воздействием вытесняемого агента ко всему нефтенасыщеному объему залежи.

56. Коэффициент вытеснения. Методы определения K_выт. Влияние на КИН. Квыт=(Кнн∙Кин)/Кнн. Отношение кол-ва нефти, вытеснении при бесконечно (длительной) промывке порового объема, в который проник рабочий агент, к начальному кол-ву нефти в то-же объеме.

57. Коэффициент заводнения. Методы определения K_зав. Влияние на КИН.

58. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Условная схема. Условия применения.

59. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условная схема. Условия применения. Приконтурное заводнение рекомендуется применять для залежей ( эксплуатационных объектов) небольшой ширины ( до 5км), с однородным строением, с высокими фильтрационными характеристиками пласта, когда отсутствует гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи вследствие образования различных экранов. В этом случае нагнетательные скважины размещают в пределах нефтяной части залежи на минимальном расстоянии от внешнего контура нефтеносности. При осуществлении систем разработки с приконтурным заводнением применяются в основном те же методы контроля, что и при законтурном заводнении. Приконтурное заводнение проектируется тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью, а также с целью повышения эффективности законтурного заводнения. Плохая проводимость зоны водо-нефтяного контакта исключает возможность значительных утечек воды за пределы залежи при осуществленииприконтурного заводнения, что дает основание считать его при определенных условиях более эффективным, чем законтурное заводнение. Во всех других отношениях эти процессы аналогичны.

60. Системы разработки с площадным заводнением. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 1070; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!