12.
13.
14. Газонапорный режим.
Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.
П о мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.
В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.
При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.
Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых условиях), когда давление в газовой шапке уменьшается незначительно по мере отбора нефти.
В условиях проявления газонапорного режима начальное давление Рпл (на уровне ГНК) равно давлению Рн. Поэтому при создании депрессии давления происходит выделение растворенного газа и нефть движется по пласту за счет энергии его расширения. Часть газа сегрегирует (всплывает) в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов снижения пластового давления, а также обусловливает малое значение газового фактора для скважин, удаленных от ГНК.
15. Сущность упруговодонапорного режима.
В процессе эксплуатации скважины (в основном за счет упругого запаса) при увеличении отборов воронка депрессии может уйти за пределы контуров нефтеносности и в работу включится водонапорная система – начнет проявляться упругий водонапорный режим.
Основным признаком упруго-водонапорного режима является значительное падение давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости за счет упругого расширения пласта и жидкостей достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период.
Дебиты скважин при поддержании постоянного давления на забое уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно. Затем кривая изменения дебита становится более пологой.
Схематически зависимость суммарного отбора от среднего пластового давления в залежи с упруго-водонапорным режимом можно представить в виде графиков (рис. 27).
Газовый фактор, как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным до тех пор, пока давление не станет ниже давления насыщения. Упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается по пласту не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте определяется пьезопроводностью, которая зависит от физических свойств жидкости и пласта и характеризуется коэффициентом пьезопроводности:
æ=k/ (μ β*)
16. Что такое ГНК и ВНК?
Н а 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.). 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.
17. Как определить текущий 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. Текущую нефтеотдачу 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 нефтеотдачи η 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/Vп или η от ΣQвз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Qор — геологические запасы нефти,Qвз -вода закаченная в пласт ). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:
З ависимость текущей нефтеотдачи от отношения ΣQвз/Vn т в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.
Т екущая обводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит
На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Qвз/Vn.
Коэффициент текущей нефтеотдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η 1 на коэффициент η 2 охвата пласта процессом вытеснения.
Коэффициентом вытеснения нефти водой η 1 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 η 2 называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.
Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта
1 — текущая нефтеотдача η, 2 — текущая
обводненность v
|
18. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный КИН).
1. Геологические
Свойство пластов и коллекторов (характер неоднородности, чем более неоднородны пласты при прочих равных условиях получаем меньший КИН, тем более когда недонасыщенные коллектора)
Свойство насыщающих углеводородов (определяющими являются вязкостные хар-ки, а именно вязкости, которые исчисляются десятками сантипуаз сразу будут, при прочих равных условиях уменьшать КИН на 10-12 %. )
2. Грамотно выбранные технологии
Фактор вроде бы положительно сформулированный, может сыграть плохую роль с точки зрения нефтеотдачи, потому, что перемещенная нефть или в бывшую водонасыщенную зону или в газонасыщенную всегда будет снижать КИН конечный.
С точки зрения грамотности использования технологий методы интенсификации следует в этом случае применять разумно.
19. 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:
технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;
технологии, с изменением числа скважин.
20. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.
На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин (около 90 %) направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 - 3 % . Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Однако анализ и фактические данные по форсированию отбора жидкостей из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения.
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.
21. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение ВУС, ГОС и ОС).
Потокоотклоняющие технологии относятся к физико-химическим МУНам
Суть метода: для изменения направления фильтрац.потоков путем закачки водоизолирующих составов в высокопроницаемые промытые зоны с целью их изоляции и образ-я водонепрониц.экрана, тем самым направляя потоки в низкопроницаемые пропластки.
Основной реагент полиакриламид. Различают несколько модификаций:
СПС - сшитая полимерная система, применяется высоко и низко молекулярный полимер, в качестве сшивателя применяется ацетат хрома ПАА+АХ или и хлоркалиевыекварцы ПАА+ ХКК. За счет сшивателей стабилизируют полимер.
ВУС - ВязкоУпругиеСоставы. В Основе присутствуют высокомолекулярные полимеры. ПАА-0.6-3%.
Применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах.
ПАПС-ПоверхностноАктивныеПолимерныеСистемы, смесь ПАА и ПАВ. Направлен на увеличения коэфицента охвата заводнением и увеличения коэфицента вытеснения.
ГОС-ГелеОбразующиеСистемы, направлены на загущения воды и увеличения коэфицента охвата пласта.
БГС- БольшеобъемнаяГелеваяСистема, применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах и увеличения охвата пластов за счет загущения закачиваемой воды.
При вытеснении из пластов нефти различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей воды и нефти. Для уменьшения этого отношения и как следствие увеличения нефтеотдачи, используются водные растворы полимеров. В качестве полимера чаще всего используют полиакриламид (ПАА). Молекулы полимера продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы цепляются за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород. Фильтрация водного раствора полимеров происходит так, что с увеличением градиента давления скорость его фильтрации возрастает медленнее по сравнения со скоростью фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и при том с каждым приращением градиента давления возрастает на все меньшую величину называется дилантной. Вязкость закачиваемого раствора ПАА доводят до 5-6 вязкостей воды. Механизм вытеснения нефти раствором ПАА похож на поршневое вытеснение нефти водой.
Водный раствор ПАА также применяют с целью регулирования движения жидкости по пропласткам. При закачке дилантной жидкости в пласт, она уходит в высокопроницаемые пропластки, снижая тем самым скорость движения воды в данных пропластках. Далее повышают давление нагнетания, тем увеличивая скорость вытеснения нефти водой из менее проницаемых пропластков.
22. Методика определения технологической эффективности каких – либо ГТМ на месторождениях нефти.
Оценить технологическую эффективность проведенных ГТМ можно:
1. По характеристикам вытеснения(метод промыслового контроля за разработкой).Характеристики вытеснения-функцианальные зависимости между между накопленными отборами нефти и жидкости., по этим зависимостям можно определить объем дополнттельно добытой нефти в результате проведения ГТМ.
2. По результатам обработки гидродинамических исследований(гидродинамические методы контроля за разработкой до и после ГТМ. В основном, оценка проводится ИЛ, КВД без учета притока и их совместной интерпритации. Оценка по ИЛ производится сотоставлением к-та продуктивности до и после ГТМ, оценка по КВД проводится сотоставлением к-та гидропроводности или приведенного радиуса СКВ.
Эффективность ГТМ характеризуют след.параметры:
-дополнительная добыча нефти
-прирост дебита нефти
-снижение текущей обводненности
-сокращение отбора воды
-увеличение МРП
23. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:
Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.
Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.
Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки.
Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.
Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.
Много добывают балластной воды.
В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.
Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи.
24. Сущность 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 составляет более 10% от общего V резервуара залежи.
25. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
Особенностью является то, что при данных начальных пластовых термобарических состояниях, система находится в перенасыщенном состоянии(т.е сущечствует жидкая и газовая фаза).
Разница в начальных пластовых давлениях в разных точках пласта месторождения различается на 5-12%. В фонтанном фонде скважин осложнение- прорыв газа в систему сбора (приводит к увеличению давления в системе сбора с 15 атм до 40-60 атм) сопровождающиеся большими вибрациями, в механизированном фонде скважин – срыв подачи.
В контактных зонах на границах ГНК, благодаря отсечению газовой шапки от нефтяной перемычки 1,5-2 метра создавались условия реализации практически тех же режимов, что и в нефтяных залежах, только с осложнениями вязкостной характеристики и дебитов. Отсюда нефтегазовые залежи сложного строения требуют выделения так называемых частных технологий даже в пределах одних и тех же объектов. Пример – Лянтор, в пределах этого месторождения выделено 4 обьекта.
Осложнения – опережение выработки газа из газовой шапки. Применяют барьерное заводнение(газ.шапка отсекается барьерным рядом)
по условиям насыщения зоны (части) в НГЗ
В НГЗ могут быть выделены:
ПГЗ - подгазовая зона в пределах внешнего контура газоносности;
ЧНЗ - чисто нефтяная зона между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности;
ВНЗ - водонефтяная зона между внутренним и внешним контурами нефтеносности.
Особенности разработки обусловлены:
1.фазовым состоянием системы при начальных пластовых условиях (система перенасыщена газом)
2.геологические литофациальные особенности НГЗ ( послойная и зональная неоднородность, тектоническая нарушенность,,глинизация
Перечисленные факторы определяют ряд особенностей разработки НГЗ :
т.к. ΔР = Рплнач - Рнас = 5 -10 ат, скважины работают при Pзаб < Рнас;
вокруг каждой добывающей скважины развиваются зоны разгазирования (происходит движение газонефтяной системы со снижением фазовой проницаемости по нефти);
отмечаются повышенные газовые факторы нефти;( для НГЗ 150-300м3/т, а в НЗ 30-90 м3/т)
происходит вытеснение газированной нефти водой;
в подгазовой зоне (ПГЗ) вскрытие пласта перфорацией предусматривает отступление от ГНК на 4-5 метров для предупреждения прорыва верхнего газа и от ВНЗ на 1.5-2 метра.
при прорыве воды (законтурной, подошвенной или закачиваемой) происходит трехфазная фильтрация со всеми отрицательными последствиями;
конечная нефтеотдача в НГЗ при прочих равных условиях на 10-15 % ниже, чем в чисто нефтяных залежах;
глубинно-насосное оборудование работает в более неблагоприятных условиях по сравнению с нефтяными залежами.
Интервалы перфорации требуют тщательного анализа характера послойной неоднородности пласта.
10)Местоположение ГНК и ВНК может обеспечить многообразие типов НГЗ (до 12 по Самарцеву)
26. Значения КИН для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
Как показал опыт проектирования, анализа разработки нефтяных месторождений, заложенные КИН конечный и текущий по нефтяным и нефтегазовым месторождениям ЗС (и не только) не оправдались.
Это происходит по причинам:
1. Начальные контуры залежи обычно больше, чем после доразведки. Также существуют выклинивания пластов.
2. Многие пропластки не являются коллекторами и поэтому количество извлекаемых запасов снижается.
Т.о. снижается и КИН.
Как показал опыт, каждый проектный документ, уточняющий КИН конечный обычно в этом случае работает на понижение. Если первоначальный КИН был заложен 0,6, в последующем он снижался на 20%. По нефтяным месторождениям КИН конечный может колебаться в диапазоне от 0,25 до 0,5. первоначально заложенный по таким месторождениям составляли 0,35-0,65. По нефтегазовым месторождениям эта цифра на 10-15% ниже. Пример: Самотлор- первоначальный КИН 0,654, то на середину 90-х годов, он составляет менее 0,5.
27. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?
Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.
Коэффициент вытеснения  -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта , зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте.
Квыт=Vвыт/ Vнач.о.
Квыт опред-ся физическим моделир-ем на кернах.(Квыт=(Кнн-Кон)/Кнн, где Кнн -к-нт нач.нефтенасыщ-ти, Кон-к-нт остат.нефтенасыщ-ти.
Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:
Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.
Отношения вязкости нефти к вязкости воды.
Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов
Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил
Скорости вытеснения нефти водой
Квыт для семоманской воды 0,6-0,72, для пресной воды 0,5-0,65
Коэффициент охвата  -это отношение объема дренируемых запасов нефти к подвижным. характеризующий долю дренируемых запасов из подвижных Явл-ся более трудно обосновываемым . Кохв обычно закладывается по результатам гидродинамического моделирования.
Он может быть уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами.
На Кохв оказывает влияние расстояние между сетками скважин, т.е плотность сеток СКВ.
Кохв зависит от:
Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом
Параметров системы разработки месторождения
Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП
Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов
Применения способов и технических средств эксплуатации скважин
Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки или без изменения системы разработки
Коэффициент заводнения  -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.
КИНкон=Квыт*Кохв*Кзав
28. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (КИН) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.
Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) к геологическим запасам определяется коэффициентом извлечения нефти (конденсата) из недр.
Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторождений подлежат утверждению Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при МПР РФ (ГКЗ РФ), учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых в РФ по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений служат основой для составления технологических схем и проектов их разработки, используются при разработке схем обустройства и инфраструктуры месторождений.
При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.
В геологических запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под извлекаемыми запасами понимается часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В и С1 и предварительно оцененные — категория С2.
Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводится, как правило, в три этапа:
а) оперативный подсчет на основании фактических материалов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;
б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испытания скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с утверждением их ГКЗ РФ).
в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в другие категории, с переутверждением их в ГК3 РФ при изменении геологических и извлекаемых запасов (категорий А+В+С1)) более чем на 20%.
Дальше можно не писать! На разрабатываемых месторождениях по данным разработки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки должны производиться перевод запасов категорий С1 и С2 в категории В и А, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий. Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов с баланса нефтегазодобывающих предприятий производится по изменению их содержания в недрах. Если в результате доразведки геологические и извлекаемые запасы категорий А+В+С1 увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, и общее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения геологических и извлекаемых запасов категорий А+В+С1 превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа, то должен быть произведен пересчет запасов и переутверждение их в ГКЗ РФ.
Подсчет и учет производится раздельно по пластам для каждой залежи и по месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем залежам и по месторождению в целом производится с выделением запасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон. Подсчеты геологических и извлекаемых запасов должны производиться по принятым ГКЗ РФ методикам. Эти подсчеты должны удовлетворять требованиям действующей классификации запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содержанию, оформлению и представлению в ГКЗ РФ материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр. Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного газа и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты извлечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ РФ одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.
29. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
Методы интенсификации позволяют ускорить отбор извлекаемых запасов нефти и быстрее достичь утвержденный КИН.
Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагн.скв. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:
* химические ( соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.
* механические (ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация
*тепловые(горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических)
* физические (вибрационное и акустическое воздействие)
* физико-химические ( обработка ПАВ, растворителями)
30. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей осуществляют мероприятия по приведению в соответствие факт. хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки месторождения.
Это два основных направления:
технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;
технологии, с изменением числа скважин.
Методы регулирования по первой группе:
Методы увеличения гидродинамического совершенства скважин (по характеру и по степени вскрытия)- различные технологии воздействия на ПЗП (ГРП, СКО, вибровоздействие и пр.).
Изменение режимов работы скважин (смена штуцеров в фонтанирующих скважинах, смена насосов в скважинах мехфонда, ограничение приемистости нагнетательных скважин).
Перевод обводнившегося фонда под закачку (создание поперечных нагнетательных рядов в случаях поблочного разрезания, очаговое заводнение, избирательное заводнение).
Приобщение пластов (дострел интервалов).
Переход от трехрядных систем разработки на площадные системы заводнения при сохранении фонда скважин.
Перевод скважин на вышележащий объект (или добуривание их на нижележащий) без изменения числа скважин на многопластовом месторождении.
Методы регулирования по второй группе:
Уплотнение сеток скважин по объектам разработки.
Разукрупнение эксплуатационных объектов.
Заложение (бурение) дополнительных нагнетательных скважин для создания блочно-замкнутых систем заводнения.
Перевод скважины на вышележащий объект разработки (возврат на верхний объект).
Добуривание скважин на нижний объект разработки (уменьшение фонда скважин по основному объекту и увеличение фонда по нижележащему объекту разработки).
Вывод скважин из эксплуатации при достижении предельной обводненности продукции.
Заложение дополнительных нагнетательных скважин (на краевых зонах блоков разрезания)
Добуривание ГС, многоствольных скважин, оформление резервногофонда(для однородных коолекторов 10-12%)
31. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
Разукрупнение ЭО преследует основную цель - подключить в разработку менее проницаемые интервалы, которые в общем фильтре скважин, как правило, обладая нефтенасыщенной толщиной, не обеспечивают притока (не отдают нефть при всех технологически допустимых забойных депрессиях).
В начале разработки проходит процедура, когда в разрезе какого либо мощного нефтяного горизонта или в разрезе многопластового месторождения наблюдается тенденция в подключении большего числа пластов в одну сетку скважин. Но последующий опыт показывает, что однородных пластов не существует, поэтому включенные в единую сетку 2 или 3 пласта с разной проницаемостью, как правило, вырабатываются неодинаково. По высокопроницаемым пластам происходит опережающее обводнение, и если эксплуатацию вести дальше, то будет добывается огромное кол-во балластной воды за счет высокопроницаемого интервала.
Разукрупнение ЭО - это грамотный, обоснованный подход, ускоряющий процесс освоения месторождения.
Каждый разукр-ый объект разрабатывается своей сеткой скв.,т.е разукрупнение всегда ведет к уплотнению сеток скв. Разработка каждого пласта своей сеткой скважин обнаруживает:
1) увеличение коэф-та охвата
2) Ускорение процесса нефтеизвлечения
3) увеличение КНО
Пример: Усть-Балык, Самотлор
Наиболее ярким является пример из истории разработки самого крупного месторождения З.Сибири - Самотлорского: в процессе освоения месторождения было сначала (по техсхеме на разработку первоочередного участка - юго-западного) выделены два ЭО - нефтяные пласты БВ10 и БВ8 — нижний ЭО, нефтегазовые залежи пластов AB1 + АВ2-3 + АВ4-5 - верхний ЭО. В проекте на разработку уже выделено 10 ЭО со своими сетками скважин, причем с уплотнением их от 56 га/скв. до 16 га/скв. Например, горизонт БВ8 был разделен на 3 объекта: БВ8°, БВ81-2 и БВ83
32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
Смысл технологии циклического заводнения-увеличение упругого запаса пласт.системы(упругий запас—кол-во жидкости, которое которое можно добыть из пласта определенного размера при заданном перепаде давлений между нач. и текущим) за счет переодического повышения и снижения давления нагн.воды.
В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках и трещинах. В полуцикл повышения давления нагнетания вода из высокопроницаемых зон внедряется в низкопроницаемые области пласта. В полуцикл цикле снижения давления вода удерживается каппилярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть из малопроницаемых пропластков перетекает в высокопроницаемые пропласткии трещины, поскольку в них происходит быстрее как повышение так и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствует общему увеличению нефтеотдачи.
Впервые ЦЗ В ЗС было внедрено на Трехозерном мест-и в 1969-1970гг., прирост КИН составил 5-10% от базового
Технология ЦЗ :ЦЗ возможно осуществить как при рядных, так и при площадных СР.В рядных системах переключение СКВ производится через 1, при обширных блоках через 3-4.,Врезультате при отключении и последующем вклбчеии происходит изменение направл-я фильтрац.потоков,что всегда приводит к увеличению охвата пласта воздействием..По прогнозным показателям эта технология дает прирост КИН в 3-15%.
33. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
В наст время м/р Западной Сибири находятся на 3 и 4 стадиях эксплуатации, поэтому необходимо нефтеотдачу пластов увеличивают, применяя различные МУН.
Известно несколько классификаций методов ПНП (МУН). Так как подавляющее большинство месторождений разрабатывается с заводнением, то можно выделить:
1. Гидродинамические МУН:
Нестационарное заводненеие (в том числе циклическое);
Уплотнение сеток скважин;
1.3. Смена направления фильтрационных пластов (создание блочно-замкнутых систем заводнения);
1.4 .Переход от рядных систем заводнения к площадным;
1.5. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ);
1.6. Применение очагового и избирательного заводнения в корректировку к существующей СЗ
2. Физико-химический МУН:
Полимерное заводнение;
Щелочно-силикатное заводнение;
Сернокислотное заводнение;
Применение СО2 (в вариантах оторочки, арбонизированного заводнения);
Потокоотклоняющие технологии ВУС,ГОС
Мицеллярное заводнение.
Использование слабоконцентрированных ПАВ
ВГВ – водо-газовое воздействие
3. Тепловые методы (термические МУН):
Закачка пара;
Закачка горячей воды;
Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).
4. Газовые методы:
Метод ВГВ (водо-газовое воздействие на нефтяные пласты).
Закачка газа в пласт через нагнет.скв
34. Порядок выполнения авторского надзора за разработкой нефтегазовых 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
35. Назначение индикаторных(трассерных)исследований нефтяных месторождений
Основная цель индикаторных исслед-й –определить скорости и направления распределения закачиваемых вод на опытных участках. В результате устанавливают геометрию высокопроницаемых каналов фильтрации-каналов НФС(низко-фильтрац.сопротивлений).Перед проведением исследований нужно определить скв-претенденты, которые в первую очередь вызывают преждевременное обводнение реагирующих добывающих скв-н. При проведении закачки индикатора на скв-не-претенденте сразу начинается отбор проб в потенциально реагирующих скв, затем в течении нескольких недель, месяцев отслеживают поступление индикаторов по всем окружающим скв-нам.
По результатам полученных скоростных характеристик строятся диаграммы, показывающие преимущественное распространение зон НФСи для данного объекта по характеристике коллектора- пластовой тем-ре, пласт.давлению, выбирается соответствующая потокоотклоняющая технология.
36. Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений.
В задачи анализа разработки нефтяных (в т.ч. нефтегазовых) месторождений входят:
1.выявить степень расхождения в динамике фактических и проектных показателей разработки;
2.выяснить причины обнаруженных расхождений;
3.определить эффективность внедренных мероприятий по регулированию процесса разработки месторождения (как в направлении интенсификации разработки, так и по методам ПНП);
4.определить условия выработки запасов по толщине пласта;
5.выяснить условия формирования целиков нефти в объеме объекта разработки;
6.определить степень участия в выработке удельных запасав по площади ЭО.
Для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений с определённой периодичностью выполняются анализы разработки.
Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям с целью углубленной проработки отдельных принципиальных вопросов, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение нефтеизвлечения, а также для обобщения опыта разработки.
В анализе разработки нельзя подвергать изменению ранее утверждённые технологические решения.
37. Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений.
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
Технологическая схема разработки (2-6 лет) - проектный документ, определяющий предварительную систему промышленной разработки эксплуатационного объекта (или нескольких объектов) нефтяного месторождения, на основе данных его разведки и пробной эксплуатации.
Ставятся следующие задачи:
1) определить рациональный вариант размещения сеток эксплуатационных скважин по объектам разработки месторождения;
обосновать конструкции скважин;
обосновать способы эксплуатации скважин и режимы их работы;
обосновать необходимость системы ППД или отказ от заводнения;
решить задачи по обустройству месторождения;
6) наметить комплекс работ по контролю за разработкой месторождения
7) разработать мероприятия по экологической безопасности работ в районе;
8)обосновать конечный коэффициент нефтеизвлечения - КИНкон (или КНОКОН).
В проектных документах на разработку обосновываются, решаются следующие задачи:
- выбор способов и агентов воздействия на пласты;
- системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин;
- способы и режимы эксплуатации скважин;
- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;
- выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;
- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
- требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;
- требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов;
- требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;
38. Технологии совместной разработки многопластовых залежей
Приобщение пластов.
Различают следующие виды приобщения пластов:
1) Совместная эксплуатация продуктивных пластов.
Если пласты имеют
одинаковые Рпласт
одинаковые фильтрационные характеристики и
одинаковые свойства нефти. Эксплуатация ведется одним подъемником, при этом флюиды разрабатываемых пластов смешиваются. При нарушении названных условий наблюдается неравномерность выработки запасов различных пластов.
2) Совместно-раздельная эксплуатация продуктивных пластов.
Используется в случае, когда пластовые давления или проницаемость различаются значительно, что окажет существенное негативное влияние на выработку запасов. Установки для ОРЭ бывают 4 типов: фонтан-фонтан, фонтан-насос, насос-фонтан, насос-насос (первое слово обозначает способ эксплуатации нижнего пласта, второе – верхнего). Разобщение пластов осуществляется с помощью специального пакера, который может быть как с перепускным клапано (для удаления накопившегося под пакером газа в затрубном пространстве) так и без него. Использование установок ОРЭ как правило затрудняет исследование скважин и управление режимом работы скважины, что в свою очередь осложняет контроль за разработкой месторождения. При ОРЭ затруднена очистка скважины от АСПО. Флюиды разных пластов смешиваются, что осложняет учет жидкости поступившей из каждого пласта в отдельности (как правило, для этого используется фотоколометрический анализ).
 
3) Раздельная эксплуатация продуктивных пластов.
К огда существенно отличается и Рпласт и ФЕС и качество нефти (напр. сернистая и слабо сенрнистая). При раздельной эксплуатации подъем нефти на поверхность осуществляется по двум различным подъемникам, в результате флюиды различных пластов не смешиваются. Возможны различные сочетания фонтан-фонтан, насос-насос и т.д. Использование данного способа ограничивается размерами обсадной колонны (>= 168 мм). Данный метод может использоваться для раздельной закачки воды при необходимости дифференцирования давления нагнетания для различных пластов. При этом существуют 2 принципиальные схемы: 1ая в один пласт жидкость нагнетается по НКТ в другой по затрубу (нежелателен в связи с негативным воздействием на обсадную колону); 2ая система с параллельной подвеской 2х колонн НКТ
39. Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти.
Геолого-промысловые исследования залежей позволяют решать следующий перечень задач:
- определение литологического строения разреза залежей;
- определение толщины пластов;
- изучения распространения геообъекта в пространстве (пласт-залежь);
- изучения геохимического образования пород-коллекторов;
- определение темпов заводнения, уровней ВНК, ГНК;
- изучения ФЕС залежей (характер насыщения, коллекторские, фильтрационные св-ва и т.д.);
- энергетическое состояние залежей;
- выбор оптимального режима бурения;
- оценка качества и эффективности ГТМ;
- оценка степени выработки запасов;
- локализация остаточных запасов;
- изучение физико-химических свойств нефти;
|
Скачать 1.02 Mb.