Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Астраханский государственный технический университет

Кафедра геологии нефти и газа

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине:

Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Введение

Лекционный курс «Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» состоит из трех взаимосвязанных частей:

1. Основы нефтегазопромысловой геологии

2.       Подсчет запасов и оценка ресурсов углеводородного сырья

.        Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений.

Главная цель изучения данной дисциплины - это геологическое обеспечение эффективной разработки нефти и газа.

В первой части показано, что нефтегазопромысловая геология - это наука, которая занимается изучением залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников углеводородного сырья.

Нефтегазопромысловая геология как наука зародилась в начале прошлого столетия (1900 год) и прошла длительный путь развития. Этот путь подразделяется на несколько этапов, отличающихся кругом решаемых вопросов, методами и средствами их решения. Современный этап, начавшийся в конце 40-х годов ХХ века, характеризуется широким применением методов воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей нефти. Результаты исследований нефтегазопромысловой геологии служат геологической основой для проектирования и регулирования залежей углеводородов. Нефтегазопромысловая геология рассматривает залежь нефти и газа до начала разработки как статическую геологическую систему, состоящую из взаимосвязанных элементов:

природного резервуара, определенной формы со специфическим пустотным объемом;

пластовых флюидов;

термобарических условий.

Разрабатываемая залежь углеводородов рассматривается как комплексная динамическая система, меняющая свое состояние во времени.

Во второй части пособия приведены определения групп и категорий запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата. Подробно рассмотрены методы подсчёта запасов и оценки ресурсов нефти, газа конденсата и попутных компонентов. Для подсчета запасов нефти и газа необходимо всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа и знания особенностей условий их залегания.

В третьей части даются основные понятия геолого-промыслового обеспечения разработки залежей нефти и газа. Рассматриваются системы разработки многопластовых месторождений нефти и газа и отдельного эксплуатационного объекта, так же приведены системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, детально рассматриваются методы геолого-промыслового контроля за процессом разработки залежей углеводородов и методы повышения нефтеотдачи пласта.

Курс заканчивается темой: «Охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и разработки месторождений углеводородов». Таким образом, основные задачи данной дисциплины следующие:

детальное изучение залежей углеводородов

геологическое обоснование выбора систем разработки

контроль разработки залежи нефти и газа с целью обоснования и выбора мер по управлению процессов разработки

обобщение опыта разработки нефтяных и газовых месторождений

планирование добычи нефти, газа, конденсата;

подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов;

охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и эксплуатации залежей углеводородов.

Каждое месторождение нефти, газа и конденсата вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с общегосударственных позиций наиболее рациональна для данного месторождения.

Разработка нефтяной (газовой) залежи - это комплекс работ, осуществляемых для управления процессом движения пластовых флюидов по пласту к забоям эксплуатационных скважин. Разработка нефтяной (газовой) залежи включает следующие элементы:

Ø количество скважин на залежи;

Ø  размещение скважин на залежи;

Ø  порядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию;

Ø  режим работы скважин;

Ø  баланс пластовой энергии;

Система разработки залежи нефти (газа) - это разбуривание залежи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учётом мероприятий по воздействию на пласт. Систему разработки называют рациональной, когда она при наиболее полном использовании пластовой энергии и применении мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает максимальное извлечение нефти и газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах с учётом конкретных геолого-экономических условий региона.

Развитие нефтяной и газовой промышленности в России имеет более чем столетнюю историю. Вплоть до середины 40-х годов Х1Х столетия разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, а также с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке.

Со средины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается с освоением месторождений платформенного типа с большими размерами площадей нефтеносности, значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малоэффективным природным режимом - упруговодонапорным, быстро переходящим в режим растворённого газа. Российские учёные и производственники в короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путём нагнетания в них воды.

Следующим шагом научно-технического прогресса явился поиск процессов обеспечивающих дальнейшее повышение эффективности разработки нефтяных залежей. В последние годы научно-инженерная мысль работает над созданием способов повышения эффективности заводнения. Одновременно изыскиваются и проходят опробование, промышленное испытание и внедрение новые методы воздействия на нефтяные пласты, которые основываются на принципиально новых физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов.

Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия на пласт.

В последний период в балансе месторождений углеводородов большую роль играют газоконденсатные месторождения.

И здесь одной из наиболее актуальных задач являются поиски экономически целесообразных методов разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте.

Раздел 1: «Методы изучения геологического строения недр и залежей углеводородов на промысловых площадях»

Глава 1. Геологические наблюдения и исследования при бурении скважин

Залежи УВ всегда изолированы от дневной поверхности и расположены на различной глубине - от нескольких сотен метров до нескольких километров - 5,0-7,0 км.

Основная цель геологических наблюдений за процессом бурения скважин состоит в изучении геологического строения месторождений и отдельных продуктивных горизонтов и насыщающих эти горизонты флюидов. Чем полнее и качественнее будет эта информация, тем качественней будет проект разработки месторождения.

За процессом бурения скважин должен осуществляться тщательный геологический контроль. По окончанию бурения скважины геолог должен получить о ней следующую информацию:

геологический разрез скважины, литологию пройденных работ;

положение в разрезе скважин пород-коллекторов;

характер насыщения пород-коллекторов, чем они насыщены, каким пластовым флюидом

техническое состояние скважин (конструкция скважин, распределение по стволу давления, температуры)

Особенно тщательный геологический контроль должен осуществляться при бурении разведочных скважин, на информации которых будет основано бурение эксплуатационных скважин на нефть и газ.

Методы изучения разрезов бурящихся скважин подразделяются на 2 группы:

1. прямые методы

2.       косвенные методы

Прямые методы позволяют нам прямо непосредственно получать информацию о пройденном разрезе литологии пород, вещественном составе, положении коллекторов и их насыщении.

Косвенные методы дают информацию о разрезе скважин по косвенным признакам, а именно по взаимосвязи их физических свойств с такими же их характеристиками как сопротивление прохождение электрического тока, магнитные, упругие.

Прямые методы основаны на изучении:

образцов горных пород, отобранных из скважины в процессе бурения (керн, шлам, боковой грунтонос)

отбор проб флюидов при попутном и стационарном опробовании.

отбор проб пластового флюида при испытании в эксплуатационной колонне

газовый каротаж

наблюдение за осложнениями в процессе бурения (обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, проявления пластового флюида )

Косвенные методы позволяют судить о вещественном составе разреза скважин, коллекторских свойствах, характера насыщения пород-коллекторов пластовым флюидом по косвенным признакам: естественная или искусственная радиоактивность, способность породы проводить электрический ток, акустические свойства, магнитные, тепловые.

Изучение керна

Керновый материал является основной информацией о скважине.

Выбор интервала бурения с отбором керна зависит от поставленных геологических задач.

На новых еще слабо изученных месторождениях при бурении первых скважин рекомендуется производить сплошной отбор керна в совокупности с комплексов геофизических исследований. На месторождения, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале керн нужно отбирать лишь в контактах свит, а в неизученном интервале - производить сплошной отбор керна (см рис. 1)

В эксплуатационных скважинах керн не отбирается и все наблюдения основаны на информации каротажа и наблюдений за процессом бурения. В этом случае керн отбирается в продуктивном горизонте для его детального изучения.

При изучении керна необходимо получить следующую информацию о скважине:

наличие признаков нефти и газа

вещественный состав породы и их стратиграфическая принадлежность

коллекторские свойства пород

структурные особенности пород и возможные условия их залегания

Образцы пород, которые отправляют в лабораторию для исследования содержания УВ, парафинируют (завертывают в марли и несколько раз погружают в расплавленный парафин, давая каждый раз затвердеть парафину, пропитавшему марлю). Затем запарафинированные образцы помещают в металлические банки с плоскими крышками. Образцы перекладывают ватой или мягкой бумагой и отправляют в лабораторию на исследование. Оставшуюся часть керна сдают в кернохранилище.

Признаки нефти и газа в кернах должны быть предварительно изучены на буровой на свежих образцах и изломах и затем более детально - в лаборатории промыслового управления.

Рис.1 - а - бурение без отбора керна; б - бурение с отбором керна

Интервалы проходки скважины с отбором керна определяются целью бурения и степенью изучения разреза. Все глубокие скважины подразделяются на 5 категорий: - опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Опорные скважины бурятся для изучения общего геологического строения в новых неизученных глубоким бурением территориях. Отбор керна производится равномерно по всему стволу скважины. При этом проходка с отбором керна составляет от 50 до 100% общей глубины скважин.

Параметрические скважины бурятся для изучения геологического строения и перспектив нефтегазоносности новых территорий, а также для увязки геологических и геофизических материалов. Проходка с отбором керна составляет не менее 20% от общей глубины скважины.

Поисковые скважины бурятся с целью поисков залежей нефти и газа. Отбор керна здесь производится в интервалах залегания продуктивных горизонтов и контактов различных стратиграфических подразделений. С отбором керна проходится не более 10-12% глубины скважин.

Разведочные скважины бурятся в пределах площадей с установленной нефтегазоносностью с целью подготовки залежи к разработке. Керн отбирают только в интервалах продуктивных горизонтов в пределах 6-8% от глубины скважины.

Эксплуатационные скважины бурятся с целью разработки нефтяных и газовых залежей. Керн, как правило, не отбирается. Однако, в отдельных случаях для изучения продуктивного пласта практикуется отбор керна в 10% скважин равномерно расположенных по площади.

Интервалы с отбором керна проходят специальными долотами - колонковыми, которые в центре долота оставляют не разбуренную породу, называемую керн и поднимают ее на поверхность. Разбуренная часть породы называется шлам, который выносится на поверхность струей бурового раствора в процессе бурения.

Отбор образцов пород с помощью боковых грунтоносов

Этот метод применяется тогда, когда в запланированном интервале не удалось отобрать керн. Кроме того еще тогда, когда по результатом геофизических исследований после окончания бурения скважинами выявлены горизонты представляющие интерес с точки зрения нефтегазоносности, однако керном этот интервал не освещен. С помощью бокового грунтоноса со стенки скважины отбирается образец горной породы. В настоящее время применяется 2 разновидности проборов:

1. стреляющие боковые грунтоносы

2.       сверлящие боковые грунтоносы

Принцип действия стреляющего грунтоноса: на трубах спускается против интересующего нас интервала гирлянда патронов. При взрыве гильзы врезаются в стенки скважины. При подъеме инструмента гильзы на стальных поводках с захваченной горной породой из стенки скважины поднимаются наверх.

Недостатки этого метода:

получаем дробленую породу

образец малого объема

в твердую породу боек не внедряется

рыхлая порода высыпается

Сверлящие боковые грунтоносы - имитация горизонтального бурения, получаем образцы малого объема.

Отбор шлама

В процессе бурения долота разрушают горную породу и струей промывочной жидкости обломки горной породы выносятся на поверхность. Эти обломки, частицы горной породы называются шлам. На поверхности их отбирают, отмывают от бурового раствора и тщательно изучают т.е. определяют вещественный состав этих обломков. Результаты исследований наносят на график в соответствии с глубиной отбора шлама. Такая диаграмма называется шламмограммой (см.рис. 2) В процессе бурения шлам отбирается во всех категориях скважин.

Рис. 2 Шламограмма

Геофизические методы исследования скважин изучаются самостоятельно при изучении курса ГИС.

Геохимические методы исследования

Газовый каротаж

В процессе бурения скважин буровой раствор омывает продуктивный пласт. Частицы нефти и газа попадают в раствор и выносятся вместе с ним на поверхность, где специальным пробоотборником производится дегазация бурового раствора, изучается содержание легких УВ и общее содержание углеводородных газов. Результаты исследования наносят на специальную диаграмму газового каротажа (см. рис. 3).

Рис.3 Диаграмма газового каротажа

Если в процессе бурения установлено наличие продуктивного пласта, то проба газа с помощью хроматографа исследуется на содержание отдельных компонентов непосредственно на буровой скважине.

Механический каротаж

Изучается скорость проходки, фиксируется время затраченное на бурение 1м и результаты наносятся на специальный бланк (см рис 4).

Рис. 4. бланк механического каротажа

Кавернометрия

Кавернометрия - непрерывное определение диаметра скважины с помощью каверномера.

В процессе бурения диаметр скважины отличается от диаметра долота и меняется в зависимости от литологического типа пород. Например, в интервале залегания проницаемых песчаных пород происходит сужение, уменьшение диаметра скважины, в следствии образования глинистой корки на стенках скважины. В интервале залегания глинистых пород наоборот, наблюдается увеличение диаметра скважины по сравнению с диаметром долота в результате насыщения глинистых пород фильтратом бурового раствора и дальнейшим обвалом стенок скважины (см. рис. 5). В интервале залегания карбонатных пород диаметр скважины соответствует диаметру долота.

Рис. 5. Увеличение и уменьшение диаметра скважины в зависимости от литологии пород

Наблюдения за параметрами бурового раствора, нефтегазоводопроявлениями

В процессе бурения скважины могут иметь место следующие осложнения:

обвал стенок скважин, что приводит к прихвату бурового инструмента;

поглощение бурового раствора, вплоть до его катастрофического ухода- при вскрытии зон разрывных нарушений;

разжижение бурового раствора, уменьшение его плотности, что может привести к выбросу нефти или газа.

Попутное и стационарное опробование продуктивного пласта

Различают попутное и стационарное опробование продуктивного пласта.

Попутное опробование продуктивного пласта заключается в отборе проб нефти, газа и воды из продуктивных пластов в процессе бурения с помощью специальных приборов:

опробователь пластов на каротажном кабеле ОПК

испытатель пластов на бурильных трубах - КИИ (комплект испытательных инструментов)

Стационарное опробование производится по окончании бурения скважины.

В результате испытания пластов получают следующую информацию:

. характер пластового флюида;

. информация о пластовом давлении;

. положение ВНК, ГВК, ГНК;

. сведения о проницаемости породы - коллектора.

Проектная документация на строительство скважин

Основной документ на строительство скважин - геолого-технический наряд. Он состоит из 3-х частей:

«шапка»

геологическая часть

техническая часть

В геологической части содержится следующая информация о скважине:

проектный разрез скважины

возраст пород, глубина залегания, углы падения, крепость

интервалы возможных осложнений, интервалы отбора керна.

В технической части приводится:

режим бурения (нагрузка на долото, производительность буровых насосов, число оборотов ротора)

глубина спуска колонн и их количество, диаметр

высота подъема цемента за колонной и т.д.

Глава 2 Методы геологической обработки материалов бурения скважин и изучение геологического строения месторождения

Геологическая обработка материалов бурения скважин дает возможность построить профиль месторождения и структурные карты по кровле продуктивного пласта, позволяющие получить полное представление о строении месторождения. Для детального изучения всех вопросов строения месторождения необходимо провести тщательную корреляцию (сопоставление разрезов скважин).

Корреляция разрезов скважин заключается в выделении опорных пластов и определении глубины их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их толщин и литологического состава. В нефтепромысловом деле различают общую корреляцию разрезов скважин и зональную (детальную). При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин в целом от устья скважины до забоя по одному или нескольким горизонтам (реперам) Смотри рисунок 6.

Детальная (зональная) корреляция проводится для детального изучения отдельных пластов и пачек.

Результаты корреляции представляются в виде корреляционной схемы. Репер (маркирующий горизонт) - это пласт в разрезе скважины, который резко отличается по своим характеристикам (вещественный состав, радиоактивность, электрические свойства и т.д.) от выше- и нижележащих пластов. Он должен:

легко находиться в разрезе скважин;

присутствовать в разрезе всех скважин;

иметь небольшую, но постоянную величину.

Рис. 6. Реперная поверхность

При зональной корреляции за реперную поверхность принимают кровля продуктивного пласта. Если она размыта - подошву. Если и она размыта, то выбирают любой выдержанный в пределах площади пласт, пропласток внутри пласта.

Составление разрезов месторождения - типовых, средненормальных, сводных

При выполнении общей корреляции получаем информацию о напластовании пород и их толщине. Эта информация необходима для построения разреза месторождения. На таком разрезе приводится усредненная характеристика горных пород, их возраст и толщина.

Если используется вертикальная толщина пластов - разрез называется типовым разрезом. Такие разрезы составляют на промысловых площадях. На разведочных площадях составляются средненормальные разрезы, где используются истинные (нормальные) толщины пласта.

В том случае, когда разрез месторождения существенно меняется по площади - строятся сводные разрезы. При составлении литологической колонки на сводном разрезе используют максимальную толщину каждого пласта, а в колонке «толщина» приводится максимальное и минимальное его значение.

Рис 7

Составление геологического профильного разреза месторождения

Геологический профильный разрез - графическое изображение строения недр по определенной линии в проекции на вертикальную плоскость. В зависимости от положения на структуре выделяются профильные (1-1), поперечные (2-4) и диагональные (5-5) разрезы.

Существуют определенные правила ориентировки линии профиля на чертеже. Справа находится север, восток, северо-восток, юго-восток.

Слева - юг, запад, юго-запад, северо-запад.

Рис. 8

Для построения профильного разреза месторождения наиболее часто используются масштабы 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.

Во избежание искажения углов падения пород вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются одинаковыми. Но для наглядности изображения вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются различными. Например масштаб вертикальный 1:1000, а горизонтальный 1:10000.

Если скважины искривлены - сначала строим горизонтальные и вертикальные проекции искривленных стволов скважин, наносим вертикальные проекции на чертеж и строим профиль.

Последовательность построения профильного разреза месторождения

Проводится линия уровня моря - 0-0 и на ней откладываем положение скважины. Положение 1-ой скважины выбирается произвольно. Через полученные точки проводим вертикальные линии, на которых в масштабе профиля откладываем альтитуды устьев скважин. Соединяем устья скважин плавной линией - получаем рельеф местности.

Рис. 9. Профильный разрез месторождения

От устья скважины строим стволы скважин до забоя. Проекции искривленных стволов перекалываем на чертеж. По стволу скважин откладываем глубины залегания стратиграфических горизонтов, элементы залегания, глубины разрывных нарушений, которые приводятся в первую очередь.

Построение структурной карты

Структурная карта- это геологический чертеж, отображающий в горизонталях подземный рельеф кровли или подошвы какого-либо одного горизонта, в отличие от топографической карты, показывающей в горизонталях рельеф Земной поверхности, в строении которой могут участвовать горизонты различного возраста.

Структурная карта дает четкое представление о строении недр, обеспечивает точное проектирование эксплуатационных и разведочных скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, распределение пластовых давлений по площади залежи. Пример построения структурной карты приведен на рисунке 10.

Рис. 10. Пример построения структурной карты

При построении структурной карты за базисную плоскость обычно принимают уровень моря, от которого отсчитывают горизонтали (изогипсы) подземного рельефа.

Отметки ниже уровня моря берутся со знаком минус, выше со знаком плюс.

Равные по высоте промежутки между изогипсами называется сечением изогипс.

В промысловой практике обычно применяются следующие способы построения структурных карт:

способ треугольников - для ненарушенных структур.

способ профилей - для сильно нарушенных структур.

комбинированный.

Построение структурной карты способом треугольников состоит в том, что скважины соединяются линиями, образуя систему треугольников, желательно равносторонних. Затем между точками вскрытия пласта проводим интерполяцию. Соединяем одноименные отметки- получаем структурную карту.

Абсолютная отметка точки вскрытия пласта определяется по формуле:

+ А.О.=+Al-[l-ΣΔl],

где

А.О.-абсолютная отметка точки вскрытия пласта - это расстояние по вертикали от уровня моря до точки вскрытия пласта, м.

Al - альтитуда устья скважины - расстояние по вертикали от уровня моря до устья скважин, м.

l -глубина вскрытия пласта - расстояние от устья скважин до точки вскрытия пласта, м.

ΣΔl - поправка на кривизну скважин, м.

На рисунке 11 приведены различные варианты вскрытия пласта:

Рис. 11. Различные варианты вскрытия пласта

Условия залегания нефти, газа и воды в недрах

Для осуществления рациональной системы разработки и организации эффективной эксплуатации нефтегазоносных пластов необходимо знать их физические и коллекторские свойства, физико-химические свойства содержащихся в них пластовых флюидов, условия их распределения в пласте, гидрогеологические особенности пласта.

Физические свойства горных пород - коллекторов

Продуктивные пласты нефтяных месторождений, содержащие углеводороды, характеризуются следующими основными свойствами:

пористостью;

проницаемостью;

насыщенностью пород нефтью, газом, водой в различных условиях их залегания;

гранулометрическим составом;

молекулярно- поверхностные свойства при взаимодействии с нефтью, газом, водой.

Пористость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). Пористость определяет способность породы вмещать в себя пластовый флюид.

Пористость- отношение объема пор образца к его объему, выраженное в процентах.

п=V_п / V_о *100%

Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости - отношение объема пор образца к объему образца в долях единицы.

k_п=V_п / V_о

Различные горные породы характеризуются различными значениями пористости, например:

глинистые сланцы - 0,54 - 1,4%

глины - 6,0 - 50%

пески - 6,0 - 52%

песчаники - 3,5 - 29%

известняки, доломиты - 0,65 - 33%

В промысловой практике выделяются следующие виды пористости:

общая (абсолютная, физическая, полная) - это разность между объемом образца и объемом составляющих его зерен.

открытая (пористость насыщения) - объем всех сообщающиеся между собой пор и трещин, в которые проникает жидкость или газ;

эффективная - объем пор, насыщенных нефтью или газом за вычетом содержания связанной воды в порах;

Коэффициент эффективности пористости - это произведение коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности.

Карбонатные породы являются продуктивными при пористости равной 6-10% и выше.

Пористость песчаных пород колеблется в пределах 3 - 40%, в основном 16-25%.

Пористость определяют путем лабораторного анализа образцов либо по результатам ГИС.

Проницаемость пород

Проницаемость горной породы [к] - способность ее пропускать пластовый флюид.

Одни породы, например глины имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. Другие известняки - наоборот - малую пористость, но высокую проницаемость.

В нефтепромысловой практике различают следующие виды проницаемости:

абсолютная;

эффективная (фазовая);

относительная;

Абсолютная проницаемость - это проницаемость пористой среды при движении в ней одной фазы (нефти, газа или воды). В качестве абсолютной проницаемости принято считать проницаемость пород, определенную по газу (азоту) - после экстракции и высушивания породы до постоянного веса. Абсолютная проницаемость характеризует природу самой среды.

Фазовая проницаемость (эффективная) - это проницаемость породы для данного флюида при наличии и движении в порах многофазных систем.

Относительная проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

При изучении проницаемости пород пользуются формулой линейного закона фильтрации Дарси, по которой скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости.

V=Q/ F = kΔP/ μL ,

где:

Q - объемный расход жидкости через породу за 1 сек. - м³

V -скорость линейной фильтрации - м/с

μ- динамическая вязкость жидкости, н с/м²ья скважины строим стволы скважин до забоя. а которых в масштабе профиля откладываем альтитуды устьев скважин.

F- площадь фильтрации - м²

ΔP- перепад давления на длине образца L,МПа

k-коэффициент пропорциональности ( коэффициент проницаемости), определяется по формуле:

K=QML/ FΔP

Единицы измерения при этом следующие:

[L]-м [F]-м² [Q]-м³/с [P]-н/м² [μ]-нс/м²

При всех значениях коэффициентов равных единицы, размерность k есть м²

Физический смысл размерности k это площадь. Проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым осуществляется фильтрация пластового флюида.

В промысловом деле для оценки проницаемости пользуются практической единицей - дарси- которая в 10¹² раз меньше чем k=1 м².

За единицу в 1д принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см² расход жидкости вязкостью 1сП (санти-пуаз) составляет 1 см³/с. Величина 0,001 д- называется миллидарси.

Нефте - и газоносные пласты имеют проницаемость порядка 10-20 md до 200 md.

Рис. 12. Относительная проницаемость воды и керосина

Из рис. 12, видно, что относительная проницаемость для керосина Кок- быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности пласта. При достижении водонасыщенности Кв - до 50% коэффициент относительной проницаемости для керосина Кок снижается до 25%. При увеличении Кв до 80%, Кок снижается до 0 и через пористую среду фильтруется чистая вода. Изменение относительной проницаемости для воды происходит в обратном направлении.

Условия залегания нефти, газа и воды в залежах

Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых пористыми и перекрывающими их непроницаемыми породами (покрышками). Эти структуры называются ловушками.

В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

чисто газовые

газоконденсатные

газонефтяные (с газовой шапкой)

нефтяные с растворенным в нефти газом.

Нефть и газ располагаются в залежи соответственно своим плотностям: в верхней части залегает газ, ниже - нефть, и еще ниже - вода (смотри рисунок 13).

Кроме нефти и газа в нефтяной и газовых частях пластов содержится еще и вода в виде тонких слоев на стенках пор и субкапиллярных трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. Эту воду называют «связанной » или «остаточной». Содержание «связанной » воды составляет 10-30% от суммарного объема порового пространства.

Рис.13. Распределение нефти, газа и воды в залежи

Элементы залежи нефти-газа:

водонефтяной контакт (ВНК) - граница между нефтяной и водяной частями залежи.

газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газовой и нефтяной частями залежи.

газоводяной контакт (ГВК) - граница между газонасыщенной и водонасыщенной частями залежи.

внешний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с кровлей продуктивного пласта.

внутренний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с подошвой продуктивного пласта;

приконтурная зона - это часть залежи нефти между внешним и внутренним контурами нефтеносности;

Скважины пробуренные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскрывают нефтяной пласт на всю толщину.

Скважины пробуренные в пределах приконтурной зоны, вскрывают в верхней части - нефтенасыщенный пласт, ниже ВНК - водонасыщенную часть.

Скважины, пробуренные за профилями внешнего контура нефтеносности, вскрывают водонасыщенную часть пласта.

Коэффициент водонасыщенности - отношение объема воды в образце к объему пор образца.

K_в=V_воды/ V_пор

Коэффициент нефтенасыщенности - отношение объема нефти в образце к объему пор образца.

К_н=Vнеф/V пор

Между этими коэффициентами существует следующая зависимость:

К_н +К_в=1

Толщина продуктивных пластов

В нефтепромысловой практике различают следующие виды толщин продуктивных пластов ( см.рис.14):

общая толщина пласта h_общ - суммарная толщина всех пропластков - проницаемых и непроницаемых - расстояние от кровли до подошвы пласта.

эффективная толщина h_эф - суммарная толщина пористых и проницаемых пропластков, по которым возможно движение флюидов.

эффективная нефте - или газонасыщенная толщина h_{эф н-нас} - суммарная толщина пропластков, насыщенной нефтью или газом.

h_общ-(обшая толщина)

_эф= h₁+h_{2эф н-нос}= h₁+h₃

Рис. 14 Смеха толщин продуктивных пластов

Для изучения закономерности изменения толщин составляется карта - общих, эффективных, и эффективных нефте - и газонасыщенных толщин.

Линии равных значений толщин называются изопахитами, а карта - карта изопахит.

Методика построения аналогична построению структурной карты способом треугольников.

Термобарические условия недр нефтяных и газовых месторождений

Знать температуру и давление в недрах нефтяных и газовых месторождений необходимо для того, чтобы правильно подойти к решению вопросов, имеющих как научное, так и народно- хозяйственные значение:

1. формирование и размещение залежей нефти и газа.

2.       определение фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах.

.        вопросы технологии бурения и закачивания глубоких и сверхглубоких скважин.

.        освоение скважин.

Температура в недрах

Многочисленными замерами температур в простаивающих скважинах отмечено, что с глубиной температура возрастает и это возрастание может быть охарактеризовано геотермической ступенью и геотермическим градиентом.

С увеличением глубины залегания продуктивных пластов повышается и температура. Изменение температуры на единицу глубины наз. геотермическим градиентом. Его величина колеблется в пределах 2,5 - 4,0%/100 м.

Геотермический градиент [grad t] - это приращение температуры на единицу длины (глубины).

grad t= t₂-t₁ / H₂-H₁ [⁰С/м]

Геотермическая ступень [G] - это расстояние на которое нужно углубиться, чтобы температура повысилась на 1⁰С.

G = H₂-H₁ / t₂-t₁ [м/⁰С]

Рис. 15. Изменение температуры с глубиной

Эти параметры определяются по замерам температур в простаивающих скважинах.

Замеры температуры с глубиной осуществляются либо электротермометром по всему стволу скважины, либо максимальным термометром - для научных целей.

Максимальный термометр показывает максимальную температуру на глубине, на которую он спущен. Электротермометром регистрируется непрерывная запись температуры по стволу скважины при подъеме прибора.

Для получения истинной температуры пород скважина должна находится в покое долгое время, не менее 25-30 суток, чтобы в ней установился естественный тепловой режим, нарушенный бурением. По результатам замеров температур строятся термограммы - кривые зависимости температур от глубины. Используя данные термограмм можно определить геотермический градиент и ступень.

В среднем по Земному шару геотермический градиент имеет величину 2,5-3,0 ⁰С/100м.

Пластовое давление в недрах нефтяных и газовых месторождений

Каждый подземный резервуар заполнен нефтью, водой или газом и обладает энергией пластовой водонапорной системы.

Пластовая энергия - это потенциальная энергия пластового флюида в поле силы тяжести Земли. После того как будет пробурена скважина, происходит нарушение равновесия в природной водонапорной системе: потенциальная энергия переходит в кинетическую и расходуется на перемещение флюидов в пласте к забоям эксплуатационных скважин и подъем их на поверхность.

Мерой пластовой энергии является пластовое давление - это давление жидкости или газа, находящихся в пластах - коллекторах в условиях естественного залегания.

На нефтяных и газовых месторождениях пластовое давление (P_пл) с глубиной увеличивается на каждые 100м глубины на 0,8 - 1,2 МПа, т.е. примерно на 1,0 МПа/100м.

Давление, которое уравновешивается столбом минерализованной воды с плотностью ρ= 1,05 - 1,25 г/см³ (10³ кг/м³) называется нормальным гидростатическим давлением. Рассчитывается оно так:

Рн.г.= H ρ_в / 100 [МПа]

Н- глубина, м.

ρ_в- плотность воды, г/см³, кг/м³ .

Если ρ_в принимаем равным 1,0, то такое давление называется условным гидростатическим

Условное гидростатическое давление - это такое давление, которое создается столбом пресной воды плотностью 1,0 г/см³ высотой от устья скважины до забоя.

Р_у.г. = Н / 100 [МПа]

Давление, которое уравновешивается промывочной жидкостью с плотностью ρ_ж=1,3 г/см³ и более, высотой от устья до забоя скважины называется сверхгидростатическим (СГПД) или анамально-высоким пластовым давлением (АВПД). Это давление на 30 и более % превышает условное гидростатическое давление и на 20-25% - нормальное гидростатическое.

Отношение АВПД к нормальному гидростатическому называется коэффициентом аномальности пластового давления.

К_а=(Р_АВПД /Р_н.г.) >1,3

Давление ниже гидростатического - это аномально низкое пластовое давление (АНПД) - это давление, которое уравновешивается столбом промывочной жидкости с плотностью менее 0,8 г/см³. Если Ка< 0,8 - это АНПД.

Одной из важнейших характеристик пласта является горное давление - это такое давление, которое является следствием суммарного влияния на пласт геостатического и геотектонического давлений.

Геостатическое давление - это давление, которое оказывает на пласт масса вышележащей толщи пород.

Р_г.е. = Hρ_п /100 [МПа]

Где, ρ_п= 2,3 г/см³ - средняя плотность горных пород.

Геотектоническое давление (давление напряжения) - это давление, которое формируется, образуется в пластах в результате непрерывно - прерывистых тектонических движений.

Горное давление передается самими породами, а внутри пород - их скелетом (зернами, слагающими пласт). В естественных условиях горному давлению противодействует пластовое давление. Разница между геостатическим и пластовым давлением называется уплотняющее давление.

Р_упл=Р_г.е - Р_пл

В промысловой практике под пластовым давление понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной влиянию воронок депрессии соседних скважин (см.рис. 16) Депрессия на пласт ΔP рассчитывается по следующей формуле:

ΔP= P_пл - P_{заб ,}

где, Pпл- пластовое давление

Pзаб -давление на забое действующей скважины.

Рис. 16 Распределение пластового давления при работающих скважинах

Начальное пластовое давление P₀ - это давление, замеренное в первой скважине, вскрывшей пласт, до отбора из пласта сколько-нибудь заметного количества жидкости или газа.

Текущее пластовое давление - это давление, замеренное на определенную дату в скважине, в которой установилось относительное статистическое равновесие.

Для исключения влияния геологической структуры (глубины замера) на величину пластового давления, давление, замеренное в скважине, пересчитывают на середину этажа нефте- или газоносности, на среднюю точку объема залежи или на плоскость, совпадающую с ВНК.

В процессе разработки нефтяных или газовых залежей давление непрерывно меняется, при контроле за разработкой давление периодически замеряют в каждой скважине.

Для изучения характера изменения давления в пределах площади залежи, строят карты давлений. Линии равных давлений называются изобарами, а карты - карты изобар.

Рис. 17. График изменения давлений во времени по скважинам

Систематический контроль за изменением пластового давления позволяет судить о процессах происходящих в пласте и регулировать разработку месторождения в целом.

Пластовое давление определяется с помощью скважинных манометров, спускаемых в скважину на проволоке.

Жидкости и газ в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От величины пластового давления P_пл- зависит запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. P_пл определяет запасы газовой залежи, дебиты скважины и условия эксплуатации залежей.

Опыт показывает, что P₀ (начальное пластовое давление) измеренное в первой пробуренной скважине, зависит от глубины залежи и может быть приближенно определено по ф-ле:

P = Hρg[МПа]

H- глубина залежи, м

ρ- плотность жидкости, кг/м³

g- ускорение свободного падения[g=9,81 м²/с]

Если скважина фонтанирует (переливает), P_пл определяется по формуле:

P_пл =Hρg+P (давление на устье)

Если в скважине уровень жидкости не доходит до устья

P_пл=H₁ρg

H₁- высота столба жидкости в скв, м.

Рис. 18. Определение приведенного пластового давления

В газовой залежи или газовой части нефтяного пласта пластовое давление практически одинаково по всему объему.

В нефтяных залежах пластовое давление в различных частях различно: на крыльях - максимальное, в своде -минимальное. Поэтому анализ изменения пластового давления во время эксплуатации залежи затрудняется. Удобнее относить величины пластового давления к одной плоскости, например к плоскости водо-нефтяного контакта (ВНК). Давление отнесенное к этой плоскости, называется приведенным (см.рис.18) и определяется по формулам:

P_1пр= P₁+ х₁ρg

P_2пр= P₂ - х₂ ρg

Физические свойства нефти, газа и воды

Газы газовых месторождений называются природными газами, а газы, добываемые вместе с нефтью - нефтяными или попутными.

Природные и нефтяные газы состоят, в основном, из предельных углеводородов ряда С_nН_2n+2: метана, этана, пропана, бутана. Начиная с пентана (C₅H₁₂)и выше - это жидкости.

Часто углеводородные газы в своем составе содержат углеводород(CO₂,, сероводород H₂S, азот N, гелий He, аргон, Ar, пары ртути и меркаптаны. Содержание CO₂ и H₂S достигает иногда десятков процентов, а остальных примесей - доли процентов, например в пластовой смеси АГКМ содержание углекислого газа составляет 12-15 %, а сероводорода 24-30 %.

Молекулярная масса (M) - углеводородных газов определяется по формуле:

M= ∑M_iY_i

M_i - молекулярная масса i -го компонента

Y_i - доля i -го компонента в смеси по объему.

Плотность- отношение массы вещества к занимаемому объему.

ρ=m/V [кг/м³].

Плотность находится в пределах 0,73-1,0 кг/м³. На практике пользуются относительной плотностью газа - отношение массы данного газа к массе воздуха одинакового объема.

Относительные плотности различных газов приведены ниже:

Для перехода от объема в нормальных условиях к объему занимаемым этим же количеством в пластовых условиях служит, объемный коэффициент пластового газа V, - объем, который занял бы 1м ³ газа в пластовых условиях.

V= V₀Z (TP₀/ T₀*P)

Где, V₀ - объем газа в нормальных условиях при начальных давлении P _0, и температуре T₀.

V - объем газа при текущих давлении P и температуре Т.- коэффициент сверх сжимаемости газа.

Объемный коэффициент пластового газа V находится в пределах 0.01-0.0075

Вязкость газа - свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. В системе СИ динамическая вязкость измеряется в мПа*с (мили-паскаль в секунду), например, динамическая вязкость воды при t⁰ 20⁰C составляет µ=1 мПа*с. Вязкость газа газовых месторождений колеблется в пределах:0,0131- 0,0172 мПа*с.

Вязкость пластовой смеси АГКМ составляет 0,05 - 0,09 мПа*с .

Растворимость газов в нефти

Объем однокомпонентного газа, растворяющегося в единице объема жидкости прямо пропорционален давлению

V_г/ V_ж =αP

Где, V_г - объем растворяющегося газа

V_ж - объем жидкости

Р - давление растворения при V_ж.

α - коэффициент пропорциональности. При низких давлениях α больше, чем при высоких.

С повышением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. С увеличением молекулярной массы растворимость газа возрастает.

Давление насыщения Р_нас. - пластовой нефти газом - давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Давление насыщения Р_нас. зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и температуры. Когда в пласте есть свободный газ (газовая «шапка») давление насыщения Р_нас равно пластовому давлению Р_пл. или близко к нему.

Если Р_нас. > Р_пл - нефть недонасыщена газом.

Газовый фактор - количество газа в кубометрах (м³), приходящееся на 1тонну (т) или 1 кубометр (м³⁾ добытой нефти.

Физические свойства нефти и воды в пластовых условиях

Физические свойства пластовых нефтей сильно отличаются от свойств поверхностных дегазированных нефтей, что обусловлено влиянием температуры, давления, и растворенного в нефти газа.

1. Плотность дегазированной нефти меняется в широких пределах - от 600 до 1000 кг/м³ и более, зависит от состава углеводородов и содержания асфальтосмолистых веществ.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, давления и температуры. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением температуры и содержанием газа уменьшается. Поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной жидкости на поверхности.

Плотность пластовых вод, кроме давления и температуры и количества растворенного газа, в значительной степени зависит от минерализации и может достигать 1450 кг/м³ при концентрации солей 643 кг/м³ .

2. Объемный коэффициент пластовой нефти (b). Нефть и газ обладают упругостью - способностью изменять свой объем под действием внешнего давления.

При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается.

Объемный коэффициент нефти - это отношение объема нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях). Его величина зависит от количества растворенного газа, давления и температуры. Для пластовой воды объемный коэффициент находиться в пределах 0,99 - 1,06. Для нефти объемный коэффициент всегда больше 1, иногда достигает значений 2,5 3,0.

b= V_пл/V_ст

.Коэффициент усадки (u )- характеризует уменьшение объема (в процентах) пластовой нефти при извлечении ее на поверхность - после выделения из нее газа.

u= (b-1 / b) * 100% = 1- 1/b = 1 - V_ст /V_пл

. Коэффициент сжимаемости (β_н) - изменение объема жидкости на единицу изменения давления. Для нефти коэффициент сжимаемости находится в пределах (7 - 140)*10^-5 1/атм

Для воды β_в= (4-5) * 10^-5 1/ ат

Коэффициент сжимаемости определяется по формуле:

β= ΔV / VΔP

где, V- объем залежи

ΔV- количество нефти, которое можно получить при снижении давления на ΔP, определяется по формуле:

ΔV=βVΔP

5. Вязкость пластовых жидкостей - это свойство жидкости оказывать сопротивление передвижению ее частиц относительно друг друга. Динамическая вязкость измеряется в пуазах или (мПас).

Вязкость пластовых жидкостей от давления зависит незначительно. Вязкость нефти уменьшается с ростом температуры, еще более - с увеличением количества растворенного газа. Вязкость воды при 20єС составляет 1 сП( санти - пуаз) или 1 мПас ( милли-паскаль на секунду).

Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 0,5 - 0,6 сП, ( мПас)

РЕЖИМЫ

Процессы, происходящие при эксплуатации нефтяных и газовых залежей скважинами

1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежах.

Приток жидкости (газа) из пласта в скважину происходит за счет разности между пластовым и забойным давлениями, которая называется депрессией на пласт ΔР.

ΔР = Р_пл - Р_заб

Источниками пластовой энергии, под действием которой жидкость из пласта притекает к забоям скважин, являются:

напор краевых и подошвенных пластовых вод;

энергия сжатого свободного газа в газовой «шапке»;

энергия газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления Р_пл ниже давления насыщения Р_нас;

энергия упругости пород и насыщающих ее жидкостей;

энергия напора самой нефти за счет сил гравитации.

При разработке залежей нефти в пласте существуют почти все виды энергии, но в зависимости от геологических условий превалирующим (преобладающим) является один вид энергии.

Запас энергии в залежи зависит от величины пластового давления Р_пл -чем оно выше, тем больше запасы пластовой энергии. Запас энергии залежи расходуется на продвижение нефти и газа по пласту к забоям эксплуатационных скважин.

Как правило, в пласте действуют несколько источников энергии. Однако, на каждом этапе разработки залежи нефть перемещается к забоям скважины под воздействием одного или двух источников энергии.

Проявление доминирующей формы энергии в пласте, обеспечивающей продвижение флюидов к забоям эксплуатационных скважин называется режимом залежи.

Выделяются две группы режимов работы нефтяных залежей:

I. Эффективные режимы вытеснения:

1. водонапорный

2.       упруговодонапорный

.        замкнуто-упругий

.        газонапорный (режим «газовый шапки»)

II. Неэффективные режимы - режимы истощения

. режим растворенного газа

2. гравитационный

Проявление того или иного режима обусловлено геологическими и искусственными факторами. Геологические факторы: геологическое строение пласта, его вещественный состав, коллекторские свойства, глубина залегания, температура и давление пласта, свойства нефти.

Искусственные факторы: характер размещения на залежи эксплуатационных и нагнетательных скважин, способ разработки залежи, темп отбора нефти и т.д.

О режиме залежи судят по изменению во времени дебитов скважин, пластовых давлений, газовых факторов, характеру продвижения пластовых вод.

. Водонапорный режим (собственно водонапорный).

Основным источником пластовой энергии, заставляющей пластовый флюид перемещаться к забоям добывающих скважин является напор пластовых вод - контурных или подошвенных. Этот режим проявляется в залежах, приуроченных к водонапорным системам инфильтрационного типа. Эти системы имеют небольшие размеры и обширные области питания. Область питания расположена недалеко от залежи, на расстоянии 15-20 км. Пласты характеризуются хорошими коллекторскими свойствами и сложены в основном песчаными породами с пористостью 15-20% и проницаемостью до 500 мД (милли-дарси). Имеется хорошая гидродинамическая связь между залежью и областью питания. Воды имеют не высокую минерализацию, нефть характеризуется высокой подвижностью. Пластовые давления значительно превышают давления насыщения. Пластовые воды очень активны и, внедряясь в залежь, полностью замещают отобранный из нее объем нефти. В процессе разработки пластовое давление остается постоянным или постепенно снижается. Отборы нефти в течение длительного времени разработки остаются на одном уровне, газовый фактор постоянен. При перемещении контура нефтеноности происходит обводнение скважин. Это приводит к снижению добычи нефти. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме находится в пределах 0.7-0.8. См рисунок 19

Это самый эффективный режим. Создаваемый искусственно режим называется жестко-водонапорный.

. Упруговодонапорный режим - основным источником пластовой энергии являются упругие силы жидкости (воды и нефти) и породы, при этом упругие силы воды преобладают. Этот режим проявляется в нефтяных залежах приуроченных к водонапорным системам значительных размеров. Областью питания систем элизионного типа является напор воды, который создается за счет выжимания воды из уплотняющих пород (см.рис.20).

Рис.20. Схема систем элизионного типа

Область питания систем инфильтрационного типа значительно удалена от залежей. Пласты характеризуется существенной неоднородностью, средними или ухудшенными коллекторскими свойствами. Воды сильно минерализованы и малоактивны. Между залежью и областью питания отсутствует хорошая гидродинамическая связь. Пластовое давление выше давления насыщения. Отобранный объем нефти в процессе разработки полностью не компенсируется. В связи с этим пластовое давление Р_пл постепенно снижается (см. рис. 21). Это главное отличие упруговодонапорного режима от собственно- водонапорного. Во всем остальном их геологопромысловые характеристики аналогичны.

Для обеспечения соответствующих отборов нефти необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт.

Рис. 21. Кривые эксплуатации залежи

. Замкнутоупругий

Основной источник энергии - упругие силы пласта и насыщающих его флюидов. Этот режим проявляется в чистом виде в залежах, приуроченных к пластовым резервуарам, находящимся внутри пластичных пород. Это так называемые, тектонические или литологически экранированные залежи. Они характеризуются небольшими по размерам водонасыщенными зонами, отсутствием гидродинамической связи с областью питания. Пластовое давление значительно превышает давление насыщения Р_пл » Р_нас. Этот режим может проявляться в начальный период разработки крупных нефтяных залежей, когда происходит длительный процесс перераспределения давлений. В процессе разработки залежи пластовое давление Р_пл непрерывно сжимается, при этом темп снижения Р_пл зависит от темпа отбора нефти. Характерная особенность этого режима - это постоянство добычи нефти на единицу снижения пластового давления.

ΔQi /ΔPi=const

Количество жидкости, добываемой за счет упругих сил ΔV_ж.определяется по формуле:

ΔV_ж=β*VΔP

где: V- объем залежи.

β*- коэффициент упругоемкости пласта, который определяется по формуле:

β*=mβ_ж+ β_пор

β_ж- коэффициент объемной упругости жидкости

β_п- коэффициент объемной упругости породыпористость породы.

Коэффициент нефтеотдачи ŋ залежи, при работе на этом режиме может достигать величины 0,5-0,7

Рис. 22. Кривые разработки залежи на замкнутоупругом режиме (по вертикали-все показатели разработки; по горизонтали - время разработки)

5. Газонапорный (режим газовой «шапки»)

Основной источник пластовой энергии - расширение свободного газа под большим давлением в газовой «шапке». Он проявляется в залежах, имеющих обширную газовую «шапку». Начальное пластовое давление Р₀ близко к давлению насыщения

Р_нас., т.е. Р₀≈ Р_нас

Рис. 23. Схема работы залежи на газонапорном режиме

Пластовые воды неактивны, в процессе разработки ВНК не перемещается, а перемещается ГНК вниз, т.е. происходит расширение газовой «шапки». В процессе разработки Р_пл непрерывно снижается, газовый фактор в течение длительного времени может оставаться неизменным, однако к концу разработки он резко повышается за счет того, что часть газа из нефтяной залежи перемещается в газовую «шапку».

Рис. 24. Кривые разработки залежи на газонапорном режиме

При некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой «шапке» может начаться перемещение нефти и нефтяной зоны пласта, в газовую «шапку». Это не желательно, т.к. нефть, смачивая сухие пески газовой «шапки» может быть безвозвратна потеряна. В связи с этим выпуск газа из газовой «шапки» недопустим. Коэффициент нефтеотдачи может достигать величины 0,5 - 0,7.

Режим растворенного газа

Основной источник энергии, заставляющие нефть перемещается в пласте к забоям эксплутационных скважин являются упругие силы растворенного в нефти газа. Этот режим проявляется в залежах, литологически ограниченных или тектонически экранированных. Пластовые воды обладают пониженной активностью. Коллекторские свойства пород низкие. Нефть имеет повышенную вязкость.

Непременное условие проявление режима начальное пластовое давление значительно ниже давления насыщения: Р₀«Р_нас. Этот режим может проявляться в залежах, работавших ранее в условиях водонапорного или упруговодонапорного режимов, но когда вследствие высоких темпов отбора нефти пластовое давление Р_пл упало ниже давления насыщения Р_нас.

В процессе разработки пластовое давление Р_пл неуклонно снижается. Годовые отборы нефти сначала возрастают, а затем падают. Газовый фактор сначала медленно, а затем резко возрастает. Достигнув максимального значения, он резко снижается.

Рис. 25. Кривые разработки залежи режиме растворенного газа

Выделяются две основные фазы проявления режима растворенного газа:

. поршневое вытеснение нефти - это эффективная фаза.

. извлечение нефти потоками газа.

Коэффициент извлечения нефти ŋ=0,1-0,3.

Гравитационный режим

Этот режим имеет место в пластах, истощенных в процессе разработки, когда иссекает действие других источников пластовой энергии.

При этом режиме нефти в пласте перемещается к забою скважины под действием силы тяжести самой нефти. Можно выделить 2 формы проявления этого режима:

1- напорно-гравитационная форма - имеет место в залежах, приуроченных к крутопадающим пластам (см.рис.26).

Рис. 26. Схема крутопадающих пластов

При этом если пласт характеризуется хорошими коллекторскими свойствами, то коэффициент нефтеотдачи ŋ может достигать значения 0,5 и выше.

2- режим со свободным зеркалом. Проявляется в полого залегающих пластах, когда высота залежи меньше толщины пласта. Скважины бурят таким образом, чтобы ее забой находился ниже уровня подошвы пласта. Под действием силы тяжести нефть из областей, прилегающих к скважине перетекает в зумпф, а оттуда откачивается на поверхность. Коэффициент нефтеотдачи ŋ невысок 0,05 - 0,1

Режимы газовых залежей

Основными источниками пластовой энергии в газовых залежах являются:

напор пластовых вод.

упругие силы воды и породы.

упругие силы расширяющегося газа.

В зависимости от преобладающего источника энергии выделяют следующие режимы работы газовых залежей:

водонапорный

упруговодонапорный (упругогазо - водонапорный)

газовый

. Водонапорный режим

Основным источником энергии является напор контурных или подошвенных вод. Он имеет место в залежах, приуроченных к водонапорным системам инфильтрационного типа с активными пластовыми водами. Продуктивные пласты характеризуются хорошими коллекторскими свойствами. В процессе разработки вследствие компенсации отборов газа поступающими в пласт объемами воды пластовое давление остается постоянным Р_пл=const, а ГВК постепенно перемещается. В природе этот режим встречается очень редко (Дагестанские Огни).

. Упругогазоводонапорый режим

Проявляется в залежах, в которых основным источником пластовой энергии являются силы упругости породы - коллектора, пластовых вод и самого газа. Такие залежи удалены от области питания и обычно имеют большие размеры. Продуктивные пласты характеризуются неоднородностью геологического строения. В процессе разработки Р_пл снижается, а ГВК медленно перемещается вверх.

. Газовый режим

Проявляется в залежах, имеющих небольшие размеры, приуроченных к пластам выклинивающимся. Залежи литологически ограниченные или «запечатанные».

Этот режим может проявляться в залежах, ранее работавших на 1 и 2 режимах.

А так же в начальную стадию разработки и в тех случаях, кода вследствие высоких темпов отбора газа пластовые воды не успевают компенсировать отборы газа. В этом случае основным источником пластовой энергии является энергия самого расширяющегося газа.

В процессе разработки пластовое давление Р_пл снижается, при этом количество газа, добытого - на единицу падения давления - есть величина постоянная. ГВК не перемещается.

Рис. 27. I - Газовый режим; II- Упругогазоводонапорный

Для оценки работы газовой залежи используют коэффициент возмещения - отношение объема воды, внедряющейся в залежь к объему извлеченного газа в пластовых условиях.

Пример: Из пласта с пластовым давлением Р_nv = 100 ат в течении года отобрали 100 млн. м³ газа, в пластовых условиях это составит 1 млн. м³. В залежь поступило 50 тыс. м³ воды. Отсюда, коэффициент возмещения равен

Кв=5*10⁴/ 1*10⁶=0,05 или 5%

Обоснование режимов работы нефтяных и газовых залежей

Обоснование режимов должно быть комплексным и опираться на информацию по изучению геологического строения региона, пласта, его коллекторских свойств и насыщающих его флюидов.

Обязательно изучается законтурная область пласта, химический состав вод, динамика вод, температурный режим.

Производится оценка запасов упругой энергии и оценивается пьезопроводность системы.

Обязательны промысловые исследования скважин на различных режимах, составляются индикаторные кривые. Приводятся результаты пробной эксплуатации залежи, выражающиеся в изучении зависимости дебита скважин от забойного давления ΣQ_н=f(Р) или депрессии на пласт Q_н=f(ΔP). Определяются начальные и текущее пластовые давления. Составляются кривые эксплуатации для определенных скважин и пласта в целом. Комплексная обработка этих материалов дает возможность оценить начальный и текущий режимы пласта.

геологический промысловый углеводородный месторождение

Раздел 2 «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата»

Глава 1. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов

Запасы и ресурсы нефти и газа используются для составления планов развития отдельных регионов страны.

Информация о запасах и ресурсах используется для расширения и развития отраслей экономики.

Запасы - это масса нефти и конденсата и объем газа в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах.

Ресурсы - это масса нефти и конденсата и объем газа в предполагаемых залежах, еще не вскрытых бурением.

Подсчет запасов и оценка ресурсов производится в т.н. стандартных условиях, а именно при Р = 0,1 МПа и Т = 20 єС.

Классификация запасов нефти и горючих газов, а так же перспективных и прогнозных ресурсов является нормативным документом, устанавливающим единые для России принципы подсчета и учета углеводородного сырья.

По степени изученности запасы нефти и горючих газов подразделяются на следующие категории:

А, В, С₁ - разведанные запасы

С₂ - предварительно оцененные.

Ресурсы нефти и горючих газов по степени обоснованности подразделяются на категории:

С₃ - перспективные ресурсы

Д₁ Д₂ - прогнозные ресурсы

Грань между запасами и ресурсами - факт установления наличия нефти или газа.

В действующей классификации запасов и ресурсов выделяется также:

балансовые запасы - это запасы, которые в настоящее время подлежат разработке.

Среди балансовых запасов выделяют:

извлекаемые запасы - это часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр в процессе разработки залежи при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии добычи.

Кроме балансовых выделяются еще - забалансовые запасы - это запасы, разработка которых в настоящее время экономически нецелесообразна (либо по техническим, либо по технологическим причинам, либо в зависимости от экономической ситуации в стране), но в данной ситуации в перспективе они рассматриваются как объект добычи.

Категории запасов

Категория запасов А - это самая высокая категория. Она включает запасы залежи или ее части, которые разведаны с детальностью, позволяющей получить полное представление о самой залежи, о породе-коллекторе и насыщающих флюидах. Залежь находится в разработке. При этом площадь залежи, относимая к категории А₁ должна быть полностью разбурена в соответствии с утвержденным проектом разработки залежи.

Категория В - это запасы залежи или ее части с достоверно установленной нефтегазоносностью по данным опробования скважин на различных гипсометрических отметках.

Имеются достоверные сведения о пласте-коллекторе и насыщающих его флюидах.

Залежь разбурена в соответствии с технологической схемой разработки или проектом опытно-промышленной разработки нефти или проектом ОПЭ (опытно-промышленной эксплуатации) газовой залежи.

Категория С₁ - это запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена в отдельных скважинах по данным бурения и опробования. В отдельных скважинах могут быть получены благоприятные показатели нефте-газоносности по результатам геологических и геофизических исследований.

Объем исходной информации должен быть достаточным для составления технологической схемы разработки нефти или проекта опытно-промышленной разработки залежи газа.

Категория С₂ - предварительно оцененные запасы - подсчитываются и учитываются по залежам, изученным геологическими и геофизическими методами исследования. К этой категории относятся:

запасы в неразведанных частях залежи, которые примыкают к запасам более высоких категорий

запасы в промежуточных и вышележащих пластах известного месторождения, которые в процессе бурения скважин не были опробованы.

Категория С₃ - ресурсы оцениваются в отдельных пластах, расположенных ниже пластов с установленной промышленной нефтегазоносностью на известных месторождениях. К этой же категории относятся ресурсы в пластах, расположенных в пределах структур вблизи известных месторождений.

Д₁ - прогнозные ресурсы в нефтегазоносных комплексах, приуроченных к крупным геотектоническим элементам, с уже доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Д₂ - прогнозные ресурсы в литолого-стратиграфических комплексах, расположенных в пределах крупных тектонических элементов с еще не доказанной нефте- или газоносностью.

Методы подсчета запасов нефти

Объемный метод - это универсальный метод подсчета запасов нефти. Он применяется на любой стадии изученности месторождения и при любом режиме пласта.

Сущность метода - заключается в определении объема порового пространства пород-коллекторов, насыщенных нефтью.

Запасы нефти определяются по формуле:

Q₀= F h m Кн ρ_н θ [млн*т]

Где

F - площадь залежи в пределах внешнего контура нефтегазоносности, м², которая определяется на подсчетном плане планиметром. Подсчетный план - это структурная карта по кровле продуктивного пласта, на которой нанесены внешний и внутренний контуры нефтеносности, скважины различных категорий, границы категорий запасов.

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м.

При подсчете запасов используется среднее значение толщины, определяемое как средневзвешенная величина по площади на карте изопахит.

h= f₁h₁+f₂h₂+…f_nh_n =Σf_nh_n

f₁+f₂+…f _n f_n

f₁ f₂…f_n - площади между соседними изопахитами, м².

h₁ h₂ - среднее значение толщины пласта между соседними изопахитами, м.

m - коэффициент открытой пористости. Определяется по результатам анализа керна в лаборатории методом насыщения. При подсчете запасов в формуле используется среднее значение пористости, вычисляемое как средне-арифметическая величина, либо как средневзвешенная по площади, если установлена закономерность изменения этого параметра в пределах залежи. Выражается в долях единицы (д.е.)

К_Н - коэффициент нефтенасыщенности - доля порового пространства, насыщенная нефтью. Определяется косвенным путем через К_В.

К_Н = 1 - К_В К_В + К_Н = 1

К_В - определяется на образцах керна, отобранного из продуктивного горизонта в скважинах, бурение которых проводилось с применением промывочных жидкостей на нефтяной основе.

К_В определяется также геофизическими методами.

ρ_Н - плотность нефти в стандартных условиях, определяется по результатам анализа устьевых проб нефти в стандартных условиях. Могут быть использованы глубинные пробы, но пересчитанные в стандартные условия. ρ_Н [кг/м³]

θ - пересчетный коэффициент - учитывает изменения объема нефти при ее извлечении из залежи.

θ = 1/b b = Vпл/Vст>1

b - определяют по результатам анализа глубинных пробпластовой нефти.

Его также рассчитывают по данным о фракционном составе газа, либо по данным о плотности газа по воздуху.

Метод материального баланса

Его сущность - принцип сохранения материи. Количество нефти, содержащейся в залежи до начала разработки равняется количеству извлеченной нефти + количество нефти, оставшейся в залежи на любую дату разработки.

Q₀ = Q_ИЗВ + Q_ОСТ

Залежь нефти рассматривается как единая гидродинамическая система, либо изолированные друг от друга поля и блоки. Метод достоверен, когда дренируется весь объем залежи.

Статистические методы подсчета запасов нефти

Они основаны на изучении закономерностей изменения во времени основных технологических параметров разработки залежи: дебетов скважин, обводненности продукции.

Также изучаются зависимости между накопленной добычей нефти и жидкости, накопленной добычи и обводненности продукции и т.д.

В любом случае изучается закон изменения параметров разработки залежи и путем экстраполяции до конечных экономически рентабельных условий определяются извлекаемые запасы нефти. Извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:

Q_ИЗВЛ = Q₀·η

η - зависит от режима работы залежи, свойств нефти и пластовых вод, коллекторных свойств пласта, условий разработки залежи.

Методы подсчета запасов газа.

Запасы свободного газа рассчитываются:

объемным методом

по падению пластового давления.

Объемный метод - аналогичен объемному методу подсчета запасов нефти, однако формула несколько отличается по причине разных фазовых состояний газа и нефти:

V₀=F h K_п K_г P₀ α₀ f/P_стα_ст

где,

F - площадь залежи в пределах внешнего контура газоносности, м²

h - эффективная газонасыщенная толщина пласта, определяется аналогично нефтенасыщенной толщине, м.

К_П - коэффициент открытой пористости.

К_Г - коэффициент газонасыщенности.

(Р₀·α₀)/(Р_СТ·α_СТ) - поправка на давление

Р_СТ - 0,1 МПа

Р₀ - начальное пластовое давление

Р₀ = Р_УСТ·е^{1293·Н·ρ·10^-9}

Р_УСТ - давление на устье скважины, МПа

Н - глубина залегания залежи, м

ρ_Т - плотность газа по воздуху

α₀ - поправка на отклонение УВ газов по закону Бойля-Мариотта

α₀ = 1/z₀

z₀ - коэффициент сжимаемости пластового газа, определяется путем анализа проб в лаборатории.

PV=RNT - закон Бойля-Мариотта для идеальных газов

PV=RNTZ- для реальных газов

Z = (PV)/(RT) - для 1 кг газа

Z рассчитывается:

по фракционному составу газа

по данным о приведенных псевдокритических давлениях и температурах, которые рассчитываются по фракционному составу газа с учетом термобарических условий в залежи.

T_R - приведенная псевдокритическая температура

Балансовые запасы газа V₀ определяют по формуле:

V₀ = Q₀·r V₀ = Q₀·r_p

Q₀ - балансовые запасы нефти,

r - газосодержание пластовой нефти,

r₀ - средний промысловый газовый фактор, м³/т

r_р=ΣV_г [м³/т;м³/м³]/ΣQ_н

α_СТ - коэффициент сжимаемости природного газа в стандартных условиях (Р_СТ, t_СТ)

f - поправка на температуру

f=Т_ст = 273+20 = 293 ; ⁰С

Т_пл 273+t_пл 273+t_пл

Запасы подсчитываются по формуле:

V_ИЗВЛ = V₀·η_Г

V_ИЗВЛ - извлекаемые запасы

V₀ - балансовые запасы

η - коэффициент извлечения газа η≈0,4-0,9

Подсчет извлекаемых запасов газа по падению пластового давления

Метод применяется для залежей, разработка которых происходит в условиях газового режима. Метод основан на изучении закономерности изменения пластового давления Р_ПЛ и накопленной добычи газа в процессе разработки.

Предположим, что на какую-то дату из залежи извлечь Q₁ объема газа. Давление при этом составляет Р₁. На вторую дату извлечь Q₂ объемов газа и давления снизилось до Р₂. Можно рассчитать количество газа, добываемого на единицу снижения давления.

Если залежь работает в условиях газового режима, то в дальнейшем эта величина удельная (добыча газа остается постоянной).

Q₁ ― P₁₂ ― P₁₂-Q₁/P₁-P₂=const

Если экстраполировать прямолинейный участок зависимости ∑Q_Г = f(Pα) до граничных условий - Р_ПЛ, то можно получить (рассчитать) конечную накопленную добычу газа, т.е. извлекаемые запасы.

V_извл= Q₂-Q₁ [Р₀α₀-Р_кα_к]/Р₁α₁-Р₂α₂

Р_К - конечное давление в залежи.

Р_к = 0,1·е^{1293·Н·ρг·10^-9}

,1 МПа - давление на устье скважины + давление столба газа е^{1293·Н·ρг·10^-9}

α_К - поправка на отклонение УВ газов от законов идеальных газов, рассчитанных по уравнению Бойля-Мариотта рассчитанной при Р_К.

Извлекаемые запасы газа могут быть рассчитаны с использованием графика разработки залежи. Для подсчета запасов газа можно использовать только прямолинейный участок.

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, независимо от режима работы залежи подсчитываются:

V₀ = Q₀·r V₀ = Q₀·r_P

V₀ - балансовые запасы газа

Q₀ - балансовые запасы нефти

r - газосодержание пластовой нефти, м³/т

r_P - средний промысловый газовый фактор, м³/т

_р=ΣV/ΣQ_н

Извлекаемые запасы газа, растворимого в нефти при P_пл>P_нас.

V_изв=Q_извл r или V_изв=Q_извл r_р

Если Рпл<Pнас (режим растворенного газа)

V_изв=Q_извл r₀ - Q_извл b₀ Рк…

V_иQ_извл- не извлекаемые запасы нефти к концу разработки.

r₀ - кол-во газа, растворенного в нефти при Р₀.

r_к - кол-во газа, растворенного в нефти при Р_к.₀ - начальный объемный коэффициент пластовой нефти при Р₀.

₀ =V_пл/V_ст

Для подсчета конденсата в газоконденсатной залежи пользуются формулой.

Q_ок =V_ср*

Q_ок - начальные балансовые запасы конденсата.

V₀ - начальные балансовые запасы газа.- содержание стабильного конденсата в газе.

Раздел 3. Геолого-промысловое обеспечение разработки залежи нефти и газа

В настоящее время месторождения нефти и газа разрабатывается по научно-обоснованным проектным документам. Они составляются на основе результатов геолого-разведочных работ и пробной эксплуатации залежей.

Разработка нефтяных и газовых месторождений - это комплекс технических и технологических мероприятий, направленных на извлечение углеводородов из продуктивных пластов.

Залежи разрабатываются с помощью и посредством добывающих скважин. Кроме них на залежь пробурены нагнетательные, наблюдательные, контрольные скважины. Все они составляют единую систему, обеспечивающую рациональную разработку залежи. Рациональная разработка залежи обеспечивает максимальное извлечение углеводородов и сопутствующих компонентов из недр в кратчайший срок при минимальных затратах с соблюдением мероприятий по охране недр и окружающей среды.

Как правило, рассчитывается несколько вариантов разработки залежи нефти или газа. Затем по результатам геолого-экономического анализа этих вариантов выбирается рациональный вариант.

Например в таблице приведены 3 варианта разработки залежи. Вне конкретных геолого-экономических условий ни один из этих вариантов не является рациональным и в то же время любой из них может быть рациональным в зависимости от экономических условий региона (см. пример таб.3)

Таблица 3

Различают системы разработки месторождений в целом и отдельных горизонтов.

Глава 1. Основные принципы разработки многопластовых месторождений

Известны 3 основные системы разработки многопластовых месторождений.

1. сверху-вниз

2.       снизу-вверх

.        комбинированная

Система «сверху-вниз» - разбуривание и введение в разработку месторождения начинается с верхнего горизонта, открытого первым. После окончания разработки этого горизонта разрабатывается и вводится в разработку следующий горизонт, залегающий ниже. На каждый продуктивный горизонт бурится своя серия скважин. Эта система применялась на заре развития нефтегазодобывающей отрасли, когда бурение осуществлялось ударно-канатным способом, а стенки скважин не крепились (см. рис. 28) Сейчас эта система не применяется.

Рис. 28. Система «сверху-вниз»

Система «снизу-вверх»

Сущность системы заключается в том, что вышележащие продуктивные горизонты вводятся в эксплуатацию после полного разбуривания и извлечения углеводородов из нижележащих горизонтов. При этой системе необходимо предварительное проведение разведочных работ, освещающих всю нефтеносную свиту. Эта система может быть применена при следующих условиях:

. нижний - базисный горизонт должен находиться на глубине технически доступной для массового бурения эксплуатационных скважин;

. количество и качество нефти базисного горизонта должно соответствовать плановым заданиям по добыче нефти;

. базисный горизонт должен быть достаточно разведан и оконтурен;

Комбинированная система разработки

При комбинированной системе разработки продуктивный разрез месторождения подразделяется на этажи разработки и эксплуатационные объекты.

Эксплуатационный объект - это один или несколько пластов, которые эксплуатируются скважиной одновременно (совместно).

Этаж разработки - это один или группа эксплуатационных объектов (ЭО) разрабатываемая отдельной серией скважин. Серия скважин - это количество скважин, пробуренных на данный этаж разработки.

При разбивке нефтеносной свиты на этажи разработки необходимо руководствоваться следующими положениями:

. в пределах нефтеносной свиты выделяются не более 3-х этажей разработки;

. этаж разработки должен быть выбран таким образом, что бы производительность самого нижнего - базисного пласта - была значительно больше таковой вышележащих - возвратных объектов в этом этаже.

При совмещении пластов в один эксплуатационный объект (ЭО) необходимо придерживаться следующих положений:

качество нефти с технологической точки зрения должно быть одинаковым.

литолого-физические свойства пластов (пористость, проницаемость, вещественный состав) должны быть сходными;

энергетические свойства пластов, режим их работы, пластовые давления должны быть сходными;

геолого-промысловые показатели совмещаемых пластов должны быть сходными;

Не рекомендуется совмещать безводный нефтяной пласт с пластом, содержащим нефть и воду. Нецелесообразно совмещать высокодебитный пласт с низкодебитным.

Важной задачей при разработке многопластовых объектов является широкое применение одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов одной скважиной.

Высокодебитные пласты с крупными запасами газа должны разрабатываться обособленно.

Газовые залежи с нефтяными оторочками промышленного значения могут быть объединены с другими газовыми залежами после извлечения из них основных запасов нефти.

Глава 2. Системы разработки отдельного эксплуатационного объекта (ЭО)

Основные элементы системы разработки отдельного ЭО следующие:

1.