Ответы гэк геология нефти и газа

• Название: Ответы гэк геология нефти и газа
• Анкор: Otvety_GEK.docx
• Дата: 15.12.2017
• Размер: 1.41 Mb.
• Имя файла: Otvety_GEK.docx
• Тип: Документы; #11535
• страница: 12 из 13

Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин S_c, параметр ω. параметр ω_р, параметр А.П.Крылова N_КР.

1. Параметр плотности сетки скважинS_c, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то

S_c= S/n(1)

Размерность [S_c]=м²/скв. В ряде случаев используют параметр S_сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А. П. КрыловаN_кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

N_кр=N/n(2)

Размерность параметра [N_кр] = т/скв.

3. Параметрω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

ω = n_н/ n_д.(3)

Параметр ωбезразмерный.

4. Параметр ω_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.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважинn_р, то

ω_р= n_р/n.(4)

Параметрω_рбезразмерный.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной или трехточечной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Параметр плотности сетки скважинS_c, вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт.Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч10^-3Па*с) он может составлять 1-210⁴м²/скв. (1-2 гектар/скв). Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают приS_c=10-20•10⁴м²/скв.Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях Scможет быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А. П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т. е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторовS_c= 25-64-10⁴м²/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторамиS_cможет быть равен 70-100•10⁴м²/скв и более.

ПараметрN_кртакже изменяется в довольно широких пределах.

В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметрω, естественно, равен нулю, а параметрω_рможет составлять в принципе 0,1—0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.

3. 
   Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт и характеризующие их параметры.
   

Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- (рис. 2, а) или трехточечной (рис. 2, б) сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 3).

 
Рис. 2. Расположение скважин по четырех- (а) и трехточечиой (б) сеткам:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины

 



Рис. 3. Расположение скважин с учетом водо- и газонефтяного разделов:

1 - внешний контур нефтеносности;

2 - внутренний контур нефтеносности;

3 - добывающие скважины;. 4 - внешний контур газоносности; 5 - внутренний контур газоносности

Параметр плотности сетки скважин Sc может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений высоковязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10³ Па×с) он может составлять 1-2×10⁴ м²/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при Sc = 10¸20×10⁴ м²/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях Sc может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов Sc = 25 ¸ 64×10⁴ м²/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sc может быть равен 70¸ 100×10⁴ м²/скв. и более.

Параметр N_КР также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (см. рис. 2) вычисляют по следующей формуле:

l= Sc ^1/2, (1.5)

где l- в м, а Sc - в м²/скв.

Формулу (1.5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр w, естественно, равен нулю, а параметр w_Р может составлять 0,1-0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами
Системы разработки с воздействием на пласты. Системы с законтурным воздействием (заводнением) и характеризующие их параметры.

4. 
   Системы разработки с воздействием на пласты.
   

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

 



Рис. 4. Расположение скважин при законтурном заводнении:

1- нагнетательные скважины; 2 - добывающие скважины; 3 - нефтяной пласт; 4 -внешний контур нефтеносности; 5 - внутренний контур нефтеносности

 

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l₀₁, первым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами 2s_C. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих скважин (см. рис. 4) характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500-600 м, ширина месторождения b составляет 2-2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки - при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров Sc и N_КР, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

Параметр w для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1 /5 и менее.

Параметр w_Р для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1-0,3.

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разработки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и площадные системы.

2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающимрядом.

Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 5. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, помимо расстояния между нагнетательными скважинами 2s_Н и расстояния между добывающими скважинами 2s_С следует учитывать ширину блока или полосы L_П (см. рис. 5).

 



Рис. 5. Схема расположения скважин при однорядной системе разработки:

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая скважина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр N_КР для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Параметр w для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Так, например, для рассматриваемой однорядной системы w»1. Это значит, что число нагнетательных скважин примерно (но не точно!) равно числу добывающих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2s_Н и 2s_С могут быть различными. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1-1,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 6. При этом шахматному расположению скважин (см. рис. 5) соответствуют нагнетательная скважина 2 и добывающая скважина 3.



Рис. 6. Элемент однорядной системы разработки:

1 - элемент; 2 - "четверть" добывающей скважины; 3 -"четверть" нагнетательной скважины

Трех- и пятирядная системы.

Для трех- и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_П, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между первым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ (рис. 7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l₂₃ (рис. 8). Ширина полосы L_П зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы l₀₁=l₁₂=l₂₃=700 м, то L_П = 4,2 км.

 



Рис. 7. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 — нагнетательные скважины; 4 - элемент трехрядной системы

 

 

Для трехрядной системы w = 1/3, а для пятирядной w= 1/5. При значительной приемистости нагнетательных скважин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

 



Рис. 8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - 3 - см. рис. 7

На рис. 9 показан элемент трехрядной системы. Соответствующим образом выделяется элемент пятирядной системы разработки.

 



Рис. 9. Элемент трехрядной системы разработки:

1 — "четверть" добывающей скважины; 2 - одна добывающая скважина; 3 - "четверть" нагнетательной скважины

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пяти-, семи- и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 10). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре - нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1, w = 1.



Рис. 10. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:

1- условный контур нефтеносности; 2, 3 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие

Семиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Параметр w = 1/2, т.е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

 



Рис. 11. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1—3 - см. рис. 10

Девятиточечная система (рис. 12). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что w = 1/3.



Рис. 12. Расположение скважин при девятиточечной системе разработки:

1—3 см. рис. 10

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

Преимущество системы с площадным расположением скважин - возможность более рассредоточенного воздействия на пласт в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов.

Преимущество рядных систем - их большая гибкость по сравнению с системами с площадным расположением скважин, больший охват пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вертикальному разрезу пластов.

3. Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницаемые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемычками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана особая система разработки, которую можно назвать скважинно-трещинной системой разработки.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздействию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высокое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются трещины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ("вертикальные трещины"), имеющие значительную протяженность (порядка 100 м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гидравлического разрыва пласта обычно получает наибольшее распространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.

Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются (остаются неизменными во времени) на значительных площадях в пределах месторождений.

 



Рис. 15. Схемы обычной однорядной (в) и скважинно-трещинной (б) систем расположения скважин:

1- добывающие скважины; 2 - оставшаяся в пласте нефть; 3 - обводненная область пласта; 4 - нагнетательные скважины; 5 - вертикальные трещины

В настоящее время известны методы инструментального определения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой.

На рис. 15, а показана схема продвижения водонефтяного контакта на некотором участке с однорядной схемой расположения скважин, а на рис. 15, 6 - то же, но при наличии вертикальных трещин, распространившихся в обе стороны от скважин перпендикулярно к направлению вытеснения нефти водой, т.е. в скважинно-трещинной системе разработки. Охват пласта воздействием, а следовательно, и конечная нефтеотдача (см. рис. 15, 6) будут выше, чем в случае, представленном на рис. 15, а.
Системы с законтурным воздействием (заводнением)

На рис. 1 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

 



Рис. 1. Расположении скважин при законтурном заводнении:

1 – нагнетательные скважины; 2 – добывающие скважины; 3- нефтяной пласт; 4- внешний контур нефтеносности; 5 - внутренний контур нефтеносности

Помимо параметра S_c для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l_{0 1,} первым и вторым рядом добывающих скважин l_{1 2}и т. д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σ_с. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Показанное на рис. 1 размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки — при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров S_c и N_кр, т. е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что

позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления большей величины извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

Параметр ω для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.

Параметр ω_р для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1—0,3.

5. 
   Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения
   

При использовании горизонтальных скважин кроме экономических показателей разработки месторождений улучшаются и технологические параметры эксплуатации. Горизонтальные скважины являются практически безальтернативными при освоении маломощных, низкопроницаемых и низкопродуктивных нефтяных и газовых залежей, разработка которых вертикальными скважинами в настоящее время нерентабельна.

Для эксплуатации Талаканского месторождения строятся горизонтальные скважины и скважины с пилотными горизонтальными стволами. 

Скважины имеют следующую конструкцию:

- направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м; цементируется до устья;

- кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 450 м; цементируется до муфты ступенчатого цементирования, устанавливаемой над зоной поглощений и встречным цементированием через межколонное пространство;

- эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается в кровлю продуктивного пласта или ниже ГНК при его наличии и цементируется до устья;

- в интервале горизонтального участка ствол не обсаживается обсадной колонной.

Данная конструкция скважин позволяет получить протяженную вскрытую мощность пласта, равную длине необсаженной горизонтальной части пласта. 
Но в случае расположения горизонтальной части пласта в непосредственной близости от ГНК или ошибке в проводке ствола по пласту возможен прорыв газа в скважину, что приводит к увеличению газового фактора скважин и среднесуточного дебита скважин по газу и необходимости их последующего исключения или ограничения.

6. 
   Природные коллекторы нефти и газа
   

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы.Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы.Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

Коллекторские свойства горных пород в первую очередь обусловливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Поры — это пустоты, образованные межзерновыми пространствами и представляющие собой сложные капиллярные системы. Трещины — пустоты, образовавшиеся в результат разрушения сплошности породы, как правилопод действием механических напряжений, и характеризующиеся несоизмеримостью одного линейного размера по отношению остальным. Каверны — пустоты значительного размера, образовавшиеся в результате выщелачивания горной породы. В отличие от пор в кавернах гравитационные силы преобладают над капиллярными. Обычно к кавернам относят пустоты с линейными размерами более 1 3 мм. Поровыми коллекторами сложены многочисленные месторождения нефти и газа земного шара. Кавернозного типа коллектор, как и чисто трещинного, встречается значительно реже. Чаще коллекторы бывают смешанного типа, особенно трещинно-порового. Коллектор порового и трещинно-порового типов, как правило, связан с терригенными породами В них содержится около 60% мировых запасов нефти и 76% запасов газа. Коллектор трещинного и кавернового типов характерны для карбонатных пород. В терригенных и карбонатных породах содержится 99% мировых запасов нефти и газа. Вместе с тем карбонатные отложения из-за высокой продуктивности обеспечивают около 60% мировой добычи нефти. В России основные коллекторы нефти и газа — терригенные породы. В то же время эксплуатируется и более 200 месторождений с карбонатными коллекторами. Удельный вес запасов нефти в карбонатных коллекторах и ее добычи из них постоянно возрастает. Коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими показателями:

1) гранулометрическим составом пород;

2) пористостью;

3) проницаемостью;

4) капиллярными свойствами;

5) удельной поверхностью;

6) механическими свойствами;

7) насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

7. 
   Задачи рациональной разработки.
   

На большинстве рудных месторождений по геологическим и горно-техническим факторам можно применять различные классы систем разработки.

Выбор системы разработки производим методом исключения, т.е. рассматриваем возможность применения на данном месторождении или его части всех существующих систем разработки и исключаем те из них, условия, применения которых не соответствует горно-геологическим факторам.

Все факторы условно делят на две группы: постоянные и переменные.

Постоянные факторы: устойчивость руды и вмещающих пород, мощность и угол падения рудного тела.

Переменные факторы: ценность полезного ископаемого; склонность руды к слеживанию, окислению, самовозгоранию; возможность нарушения выемкой поверхности в результате разработки; минералогический состав вмещающих пород; наличие в рудном теле породных включений и забалансовых руд; характер контактов рудного тела с вмещающими породами; глубина разработки; необходимость выемки руды по сортам.

8. 
   Порядок ввода месторождений в промышленную разработку
   

7.1.1 Сроки ввода месторождений (залежей) в промышленную разработку устанавливают в лицензиях на пользование недрами.
Сроки ввода в разработку стратегических месторождений, отнесенных к объектам федерального значения, устанавливаются федеральными законами.

7.1.2 Разработку месторождения проводят в соответствии с утвержденными проектными документами.
Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений проводят по ГОСТ Р 53710.

7.1.3 Пользователь недр на основании утвержденного проектного документа на разработку:
- выполняет работы по проектированию и строительству систем промыслового обустройства, внешнего транспортирования нефти, газа, конденсата и воды, индивидуальных и кустовых оснований, скважин всех категорий;
- обеспечивает оценку воздействия на окружающую среду, разработку природоохранных мероприятий и прохождение государственной экологической экспертизы (в случае, если проведение государственной экологической экспертизы предусмотрено федеральными законами) проекта обустройства месторождения и проектов строительства скважин в пределах лицензионного участка;
- издает приказ на ввод месторождения в промышленную разработку.

7.1.4 Временем ввода месторождения в промышленную разработку является получение нефти из первой скважины эксплуатационной сетки, пробуренной по утвержденному первому проектному документу, при условии реализации проектных решений по созданию необходимой инфраструктуры для добычи и транспортирования нефти и газа.

7.1.5 После ввода месторождения в разработку пользователь недр или организация-оператор проводит, в соответствии с проектными документами, мониторинг разработки месторождения.

9. 
   Объект и система разработки
   

Системой разработки месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Важная составная часть создания системы это выделение объектов разработки.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин, т..е. «своей сеткой скважин»..

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Например на рис 1 представлены 3 пласта, которые можно объединить в 2 объекта (1,2. и, 3).



рис 1

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные, т. е. разрабатываемые в данное время, и возвратные, т. е. те, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.

10. 
    Факторы, влияющие на выделение объектов разработки
    

Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

11. 
    Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Основные показатели.
    

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями . К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев —15-20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной (рис. 1), но при некотором перепаде давления расход начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при перепаде давления в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если — полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени,— количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а— дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени t:

(1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени:

(2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды:

(3)

12. 
    Основные факторы, влияющие на коэффициент вытеснения η₁ в процессе разработки месторождений с применением заводнения.
    

Коэффициентом вытеснения нефти водой 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 называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

 



Рис. 3.Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от . 1 -текущая нефтотдача η, 2 –текущая обводненность ν

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 4). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4),причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х=0)и добывающей галереей (х=l),не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть.

 



Рис. 4.Схема заводнения слоистого пласта

13. 
    Факторы, влияющие на выделение объектов разработки