|
|
1. Назначение систем поддержания пластового давления
14.Зоны раздела фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.
На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис. 26). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.
24.Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов.
Принятый документ классифицирует также месторождения. Так, по величине извлекаемых запасов месторождения углеводородов подразделяются на:
— уникальные (более 300 млн тонн нефти, 500 млрд м3 газа);
— крупные (от 30 млн до 300 млн тонн нефти, от 30 млрд до 500 млрд м3 газа);
— средние (от 3 млн до 30 млн тонн нефти, от 3 млрд до 30 млрд м3 газа);
— мелкие (от 1 млн до 3 млн тонн нефти, от 1 млрд до 3 млрд м3 газа);
— очень мелкие (менее 1 млн тонн нефти, менее 1 млрд м3 газа).
Более детально по сравнению с временной классификацией проведено подразделение мелких месторождений. Если в классификации 1983 года мелкими считались месторождения с запасами менее 10 млн тонн нефти, менее 10 млрд м3 газа (в документе от 2001 года эту границу подняли еще выше), то теперь группа мелких и очень мелких месторождений более соответствует мировой практике.
36.Технологии 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. 3) Раздельная эксплуатация продуктивных пластов.
Когда 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.
26.Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности.
) Газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит).
б) Газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан - бутановая смесь) + газовый бензин С5+( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, 1.1).
в) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, 0.7-0.9).
г) Газогидратные - газ в твердом состоянии.
29.Категории запасов нефти.
А - разведанные запасы залежи (или ее части) разбуренные и изученные разведочными и эксплуатационными скважинами, пробуренными в соответствии с Технологической и Проектом разработки.
В - разведанные запасы залежи (или ее части) разбуренные и изученные разведочными и эксплуатационными скважинами, пробуренными в соответствии с Технологической схемой. Они необходимы для уточнения запасов утвержденных в ГКЗ и составления проекта разработки.
С1 -разведанные запасы подготовленные для разработки. Изучены по данным разведочного бурения. Получены промышленные притоки нефти.
С2 - предварительно оцененные запасы вскрытые бурением (не опробованные, или не получены в них притоки нефти), но не подготовленные к разработке. Запасы залежи, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований.
С3(Д0) - перспективные ресурсы (прогнозные ресурсы), не вскрытые бурением продуктивных пластов в нефтегазоносном регионе (считаются для определения необходимого объема работ и капиталовложений в поисковое в бурение и оценены по сейсмике).
Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.
Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований
50.Правовые условия разработки нефтяных месторождений.
Для небольших м/р ( до 10 млн.тонн запасов) выполняются документы:
1) Проект(план) пробной эксплуатации м/р (на два года).
2) Тех.схема на разработку.
3) Уточненная (1 или несколько) тех.схема.
4) Проект на разработку, если м/р небольшое ч/з 5-8лет + несколько уточненных проектов.
5) Проект на доразработку м/р.
6)проект ликвидационных работ
Для крупных м/р и гигантов:
1) Тех.схема на разработку первоочередного участка.
2) Генеральная техсхема на разработку.
3) Принципиальная схема разработки.
4) Проект па разработку ч/з 12-14лет.
5) Уточненный проект на разработку ч/з 8-11лет + уточненные.
6) Проект доразработки
Основные проектные документы на разработку нефтяного месторождения
Вид и содержание проектного проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы:
1)Проект пробной эксплуатации
2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации
3) Технологическая схема разработки
4)Проекты разработки
5)Уточненные проекты разработки
6)Анализ разработки
В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь набор документов. Если предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации и переходить к составлению основной технологической схемы разработки.
Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.).
Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать:
*Общие физ.-геол. сведения о месторождении , его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде.
*Геол.-физ. характеристику месторождения , строение и данные об эффективных толщинах, данные о запасах, пористости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном и текущем Рпл и нефтенасыщенности.
*Данные гидродинамических исследований, данные о дебитах и приемистости скважин.
*Данные лабораторных исследований извлечения нефти из недр, теплофизические и физ.-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения.
*Обоснование выявления объектов разработки.
*Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа.
*Характеристику источников водоснабжения и газоснабжения.
*Обоснование экологической безопасности разработки.
*Экономические характеристики вариантов разработки.
На каждый проектный документ должно выдаваться техническое задание и показатели входящие в него не должны быть противоречивыми.
33.Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений.
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.
53.Методы подсчета запасов нефтяного месторождения.
Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УгВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УгВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.
Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УгВ.
2) статистический метод (метод кривых)
Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.
3)объемный метод
Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности. Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Для подсчета запасов нефти применяют формулы:
Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и hн. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.
Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.
|
|
|
Скачать 0.88 Mb.