Экзаменационные вопросы
Цели и задачи разработки нефтяных месторождений.
Целью разработки нефтяного месторождения
является обеспечение наиболее полного, экономически
целесообразного и экологически безопасного
извлечения нефти и сопутствующих ей компонентов из
недр.
Задачи разработки нефтяного месторождения:
1. Обеспечение надежной связи между пластами
месторождения и поверхностью.
2. Определение процессов, обеспечивающих наиболее
полное извлечение нефти из месторождения.
3. Выделение приемлемых технологических процессов
разработки месторождения.
4. Обеспечение технологических процессов эффективного
поступления нефти на поверхность.
5. Подготовка добытой продукции скважин.
Основные понятия и определения.
Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это
скопление углеводородов в земной коре,
приуроченное к одной или нескольким
локализованным геологическим структурам
Нефтяной пласт – термодинамическое единство
углеводородов и породы, слагающей коллектор.
Нефть – это раствор углеводородов различной
молекулярной массы в пластовых условиях.
Разработка нефтяных месторождений - это
комплекс технологических и технических решений,
обеспечивающих доступ и последующее
эффективное извлечение запасов нефти из нефтяных залежей.
Объект разработки - это искусственно выделенное
геологическое образование (пласт, массив, структура,
совокупность пластов), содержащее промышленные
запасы и разрабатываемое единой сеткой скважин.
Система разработки - это совокупность инженерных
решений, позволяющих разрабатывать
месторождение эффективно и с заданными
экономическими показателями (объект разработки,
разбуривание, методы эксплуатации, обустройство,
воздействие на пласты…).
Основные свойства горных пород
Пористость – содержание в породе пор и пустот 
• Поры по размеру
1. Сверхкапиллярные (выше 0,5 мм)
2. Капиллярные (0,5-0,0002 мм)
3. Субкапиллярные (ниже 0,0002 мм)
Виды пористости
1. Общая пористость (абсолютная):
mа=(Vвсех пор/Vобр)*100%;
2. Открытая пористость :
mо.п.=(Vоткр.пор/Vобр)*100%;
3. Динамическая пористость:
mдин=Пдин/Vобр;
Пдин-полезная динамическая емкость породы (открытые поры, по которым возможно движение).
Проницаемость – способность коллектора пропускать
флюиды к забоям добывающих скважин.
 Q — расход жидкости через пористую среду в см3/с; —
динамическая вязкость жидкости в мПа*с; F — площадь
фильтрации пористой среды в см2; l — длина пористой среды в
см; — перепад давлений в МПа.
Абсолютной проницаемостью принято называть
проницаемость пористой среды, которая определена при
наличии и движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа
или однородной жидкости), инертной по отношению к породе.
• Фазовой (эффективной) называют проницаемость породы
для газа или жидкости, наблюдающуюся в присутствии в
порах других фаз.
• Относительная проницаемость — отношение фазовой
проницаемости к абсолютной.
 
Нефтенасыщенность горных пород
kн=Vп.н /Vпор,
где Vп.н – поры, заполненные нефтью.
• Водонасыщенность горных пород
kв=Vп.в /Vпор,
где Vп.в – поры, заполненные водой.
• Газонасыщенность горных пород
kг=Vг.в /Vпор,
где Vг.в – поры, заполненные газом.
Упрогоемкость пласта определяется формулой
Пъезопроводность характеризует скорость распределения
давления в пласте
Гидропроводность способность пласта-коллектора пропускать черезсебя жидкость, насыщающую его поры
Подвижность пластовой жидкости
Основные свойства пластовых флюидов
Сжимаемость - свойство изменять объем под действием
давления. Характеризуется модулем объемного сжатия.
Нефти сильно различаются по сжимаемости. Наиболее
сжимаемы нефти нефтяных оторочек газо-конденсатных
залежей. В процессе разработки происходит снижение
сжимаемости нефти.
Динамическая Вязкость - величина равная
отношению касательного напряжения м/у слоями
жидкости и градиентом скорости их сдвига 
Кинематическая Вязкость- величина равная
отношению динамической вязкости и ее плотности
при той же температуре 
• При увеличении температуры происходит снижение
вязкости и наоборот.
• При увеличении растворенного газа происходит
снижение вязкости и наоборот.
• Давление насыщения пластовой нефти газом
Рнас – это такое равновесное давление, при котором
пластовая нефть в процессе изотермического
расширения (при пластовой температуре) переходит
в двухфазное состояние (газ-жидкость).
• Объёмный коэффициент нефти – это отношение
объѐма нефти с растворѐнным в ней газом к объѐму
дегазированной нефти (при давлении в системе
меньше давления насыщения пластовой нефти
газом). 
Классификация нефтяных месторождений.
Классификация месторождений по содержанию
углеводородов:
-газовые – более 90% углеводородов в газовой фазе;
-газоконденсатные – углеводороды представлены
конденсатом С5+;
-нефтегазовые – газовые месторождения с нефтяной
оторочкой (следует обратить внимание, что по новой
классификации на последнее место в названии ставится
преобладающая фаза месторождения);
-нефтяные – более 90% углеводородов в жидкой фазе;
-газонефтяные – нефтяные месторождения с газовой
шапкой;
-нефтегазоконденсатные – нефтяное месторождение с
газовой шапкой, содержащей газоконденсат.
Классификация месторождений по запасам:
- уникальные – более 100 млн. тонн;
- крупные – 50-100 млн. тонн;
- средние – 10-50 млн. тонн;
- мелкие – менее 10 млн. тонн.
Классификация месторождений по геологическим
характеристикам:
структурные;
рифогенные;
литологические (пример: ухудшение проницаемости
по восхождению пласта);
стратиграфические (пример: сброс, надвиг –
нехарактерны для месторождений платформенного
типа);
литолого-стратиграфические
Классификация запасов углеводородов.
Запасы углеводородов в зависимости от степени изученности и
промышленного освоения, делят на категории А (достоверные), В
(установленные), С1(оцененные), С2(предполагаемые).
• Категория А – запасы залежей, разбуренных эксплуатационной
сеткой скважин в соответствии с проектами разработки и их
освоение рентабельно при реализации существующих
технологий добычи и воздействия на пласты.
• Категория В – запасы залежей разведанных и подготовленных к
разработке на которых получены при испытании
промышленные притоки продукции.
• Категория С1 - запасы залежей изученных высокоточными
методами разведки и полученная информация с высокой
степенью вероятности указывает на промышленную
продуктивность вскрытого пласта.
• Категория С2 – запасы в неизученных бурением частях залежи,
а ее геолого-промысловые параметры принимаются по
аналогии с залежами аналогичного строения в пределах
данного нефтегазоносного региона.
Объект разработки. Выделение объектов разработки.
Объект разработки - это искусственно выделенное
геологическое образование (пласт, массив, структура,
совокупность пластов), содержащее промышленные
запасы и разрабатываемое единой сеткой скважин.
На выделение объектов разработки влияют следующие факторы
• геолого-физические параметры объединяемых пластов не должны существенно отличаться, ВНК в плане должны преимущественно совпадать; • углеводороды должны находиться в одном фазовом состоянии (пласты с газовой шапкой и без – объединять не рекомендуется);
• пласты должны работать на сходных режимах.
• физико-химические свойства нефти и газа должны быть близки.
• гидродинамический фактор – т.е. должна сохраняться возможность контроля разработки по всем пластам и регулирование процесса разработки; • технологические факторы – т.е. существующее оборудование должно обеспечивать возможность эксплуатации нескольких пластов.
Влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.
Обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-геофизические особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению в группы пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.
Классификация и характеристика систем разработки.
классифицируются по следующим признакам:
• - наличию или отсутствию воздействия на пласт;
• - системе расстановки скважин на месторождении.
Наличие или отсутствие воздействия на пласт зависит от того, используем ли мы естественные режимы, либо организуем искусственное воздействие (например, заводнение).
• На естественных режимах скважины используются только добывающие, месторождение разбуривается либо по треугольной, либо по квадратной сетке.
• Если на пласт предполагается воздействие, то различают следующие системы расстановки скважин:
• - рядные;
• - площадные.
Характеристика систем разработки
Можно указать еще четыре параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.
1. Параметр плотности сетки скважин Sc, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. В случае если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то Sc = S/n. Размерность [Sc] - м2/скв. В ряде случаев используют параметр Sсд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
2. Параметр А.B. Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении Nкр = N/n. Размерность параметра [Nкр] =т/скв.
3. Параметр  , равный отношению числа нагнетательных скважинnн к числу добывающих скважин nд = nн/nд. Параметр - безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной 1/5.
4. Параметр р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта͵ не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта͵ а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т. д.).
В случае если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин nр, то р = nр/n. Параметр р - безразмерный.
Рядная система расположения скважин. Преимущества и недостатки.
 Характеристики:
d – расстояние между рядами, d (1) – расстояние от
нагнетательного до первого добывающего ряда; а –
расстояние между добывающими скважинами в ряду;
 - отношение количества
нагнетательных скважин к добывающим.
Недостатки
Рядные системы бывают только с нечетным числом добывающих
рядов, центральный ряд называется «стягивающим». Это
объясняется тем, что запасы нефти не должны оказаться между
рядами при четном их числе.
При развитии систем рядная может
переходить в площадную, но никогда наоборот.
Достоинства
Рядные системы – нежесткие. Это означает, что при
отключении одной или нескольких скважин в ряду не
происходит принципиального изменения
фильтрационных потоков.
Примеры
Однорядная система
 
Трехрядная система
 
Пятирядная система
 
|
Скачать 3.81 Mb.