Главная страница

Продуктивностью


Скачать 1.98 Mb.
НазваниеПродуктивностью
Дата24.05.2022
Размер1.98 Mb.
Формат файлаpptx
Имя файла01_UP_FAKTORY.pptx
ТипДокументы
#547925
страница1 из 5
  1   2   3   4   5

УПРАВЛЕНИЕ

ПРОДУКТИВНОСТЬЮ

СКВАЖИН

Профессор кафедры БС

ИНиГ СФУ Квеско Н.Г.

Красноярск, 2014

ВВЕДЕНИЕ
  • Основные высокопродуктивные нефтяные месторождения на территории России находятся на завершающих стадиях разработки при высокой обводненности продукции и низких уровнях добычи нефти.
  • Текущая добыча нефти в полной мере не восполняется приростом запасов при проведении геолого-разведочных работ, качество вновь открываемых запасов нефти постоянно снижается [8].
  • В этой связи проблема поддержания и увеличения продуктивности добывающих скважин становится все более актуальной.

ВВЕДЕНИЕ

Интенсивность – показатель эффективности работы объекта за определенный промежуток времени. Применительно к нефтедобыче – это дебит скважины.

Если под интенсификацией понимать увеличение производительности, то в нефтедобыче это процесс развития производства, основанный на рациональном использовании технических ресурсов и достижений научно-технического прогресса.

То есть, интенсификация отбора нефти из добывающей скважины – это увеличение ее производительности за счет
  • геолого-технических мероприятий,
  • совершенствования технических средств эксплуатации,
  • оптимизации технологических режимов работы скважинного оборудования и т.д.

Продуктивность нефтедобывающих скважин - один из основных показателей, определяющих эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно в сложных геолого-физических условиях.

К сложным геолого-физическим условиям для нефтяных месторождений чаще всего относят:
  • низкую проницаемость продуктивных пластов;
  • повышенную глинистость коллектора;
  • трещинно-поровую структуру коллектора;
  • высокую степень неоднородности продуктивных пластов;
  • высокую обводненность пластов;
  • высокую вязкость пластовых флюидов (нефти);
  • высокую газонасыщенность нефти.

ВВЕДЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Ухудшение фильтрационных свойств продуктивного пласта связано с уменьшением абсолютной или относительной (фазовой) проницаемости коллектора.

Причины уменьшения абсолютной проницаемости :
  • снижение пропускной способности каналов фильтрации при кольматации порового пространства пласта,
  • деформационных процессов, протекающих в коллекторе при снижении пластового давления.

  • Снижение фазовой проницаемости коллектора по жидкости происходит, в основном, при разгазировании нефти в пласте в процессе снижения давления ниже давления насыщения.

ВВЕДЕНИЕ

Одна из основных причин ухудшения фильтрационных характеристик пласта - Снижение пластового давления и давлений на забоях добывающих скважин

Помимо этого, при эксплуатации скважин необходима оценка влияния термодинамических условий и геолого-физических факторов на их продуктивность.

Наблюдение, оценка и прогнозирование продуктивности добывающих скважин необходимы для эффективного управления данным показателем при разработке нефтяных месторождений.

1.1. Нефтяной пласт, залежь, месторождение

В процессе образования и миграции в недрах земной коры НЕФТЬ скапливается в природных резервуарах.

Природный резервуар – вместилище для нефти, газа или воды в породах-коллекторах, перекрытых плохо проницаемыми породами.

Верхнюю часть резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой.

Коллектором нефти (газа, воды) является горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти (газа) в ловушке природного резервуара называют залежью.

Совокупность залежей нефти или газа, связанных одним участком земной поверхности, образует месторождение.

Основная часть нефтяных месторождений приурочена к осадочным породам, для которых характерно пластовое (слоистое) строение.

Нефтяная залежь может занимать часть объема одного или нескольких пластов, в которых газ, нефть и вода распределяются в соответствии с их плотностью.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Нефтяной пласт включает залежь углеводородов и прилегающую к ней водонасыщенную (водонапорную) область.

Залежь, содержащую нефть с растворенным газом, называют нефтяной (рис. 1.1).
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Залежь нефти с газовой шапкой называют газонефтяной (рис. 1.2). Если газовая шапка имеет большие размеры (объем части пласта с газовой шапкой превышает объем пласта, насыщенный нефтью), месторождение (залежь) называют нефтегазовым.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
  • Насыщенная нефтью часть пласта называется в этом случае нефтяной оторочкой (рис. 1.3).
  • Поверхность, по которой в пластовых условиях граничат газ газовой шапки и нефть, называют газонефтяным контактом (ГНК),
  • поверхность разграничения нефти и воды – водо-нефтяным контактом (ВНК).
  • Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта является внешним контуром,
  • с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности (газоносности).
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Залежь называют полнопластовой, если углеводороды занимают поровое пространство по всей толщине продуктивного пласта (см. рис. 1.2).

В неполнопластовой залежи углеводороды заполняют пласт не по всей его толщине (см. рис. 1.3).
  • В залежах с краевой (контурной) водой нефть и вода граничат на крыльях пласта (см. рис. 1.3),
  • в залежах с подошвенной водой – по всей площади залежи (см. рис. 1.1 и 1.2).

  • Нефтяные залежи приурочены, в основном, к коллекторам трех типов –
  • поровым (гранулярным),
  • трещинным и
  • смешанного строения.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

К поровым относятся коллекторы
  • сложенные песчано-алевролитовыми терригенными породами,
  • поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей.

  • Такое же строение порового пространства характерно для известняков и доломитов.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

В чисто трещинных коллекторах (преимущественно карбонатных) поровое пространство образуется системой трещин.

Части коллектора между трещинами - плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых не участвует в процессах фильтрации.

На практике чаще встречаются трещинные коллекторы смешанного типа, поровый объем которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карстовые полости.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Чаще всего карбонатные пласты являются по своему типу трещинно-поровыми коллекторами.

Основная часть нефти в них содержится в порах блоков, перенос жидкости осуществляется по трещинам .

Породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.

Около 60 % мировых запасов нефти приурочено к терригенным, 39 % – к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и изверженным породам .

В связи с разнообразием условий формирования осадков геолого-физические свойства продуктивных пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

1.2. Фильтрационно-емкостные свойства горных пород (ФЕС)

Свойства горной породы вмещать в себя (обусловлено пористостью) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость или газ называются фильтрационно-емкостными свойствами.

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:
  • пористостью,
  • проницаемостью,
  • капиллярными свойствами,
  • удельной поверхностью,
  • трещиноватостью.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Емкостные свойства горной породы определяются ее пористостью.

Пористость характеризуется наличием в породе пустот (пор, трещин, каверн), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов.

Различают
  • общую,
  • открытую и
  • эффективную пористость.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Общая (абсолютная, полная) пористость определяется наличием в горной породе всех пустот. Коэффициент полной пористости равен отношению объема всех пустот к видимому объему породы.



Открытая пористость (пористость насыщения) характеризуется объемом сообщающихся (открытых) пустот, в которые может проникать жидкость или газ.



Эффективная пористость определяется той частью объема открытых пор (пустот), который участвует в фильтрации (объем открытых пустот за вычетом объема содержащейся в них связанной воды).


  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Фильтрационные свойства пород характеризует их проницаемость – способность пропускать через себя жидкости или газы при создании перепада давления.



Движение жидкостей или газов в пористой среде называется фильтрацией.

По величине поперечного размера поровые каналы (каналы фильтрации) подразделяются:
  • на сверхкапиллярные – диаметром более 0,5 мм;
  • капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм;
  • субкапиллярные – менее 0,0002 мм.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
  • В сверхкапиллярных каналах жидкость перемещается свободно под действием силы тяжести;
  • в капиллярных каналах движение жидкости затруднено (необходимо преодолеть действие капиллярных сил), газ перемещается достаточно легко;
  • в субкапиллярных каналах жидкость при перепадах давления, которые создаются при разработке месторождений, не перемещается.

  • При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде перемещаются нефть, газ, вода или их смеси.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость
  • абсолютную,
  • фазовую (эффективную) и
  • относительную.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости) в отсутствие других фаз.



Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость породы для одной из жидкостей или для газа при одновременном нахождении в поровом пространстве двух или более фаз.



Относительная проницаемость пористой среды определяется как отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

К проницаемым породам относят
  • пески,
  • песчаники,
  • известняки.

  • К непроницаемым или плохо проницаемым –
  • глины,
  • глинистые сланцы,
  • песчаники с глинистой цементацией и т.д.

  • Одно из важных свойств горных пород – их трещиноватость, которая характеризуется
  • густотой,
  • объемной плотностью и
  • раскрытостью трещин.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Густотой называют отношение количества трещин Δn, секущих нормаль их плоскостей, к длине этой нормали Δl:



Gт = Δnl. (1)



Объемная плотность δт характеризует густоту трещин в какой-либо точке пласта:

δт = ΔSVп, (2)

где

ΔS – половина площади поверхности всех трещин в элементарном объеме породы ΔVп, м–1.



Объем трещин в элементарном объеме породы

ΔVт = ΔS bт, (3)

где

bт – среднее значение раскрытия трещин, м.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Коэффициент трещинной пористости mт - отношение объема трещин к объему породы.

С учетом формул (2) и (3)

mт = bт ∙ δт. (4)

Проницаемость трещиноватой породы (без учета проницаемости межтрещинных блоков), мкм2, когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации,



kт = 85 000 ∙ 2∙ bт ∙ mт, (5)

где

bт – раскрытие трещин, мм;

mт – трещинная пористость, доли единицы.
  • ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ

  • ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И

    УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

1.3. Неоднородность коллектора

Геологическая неоднородность коллектора - изменчивость литолого-физических свойств пород по площади и разрезу.
  1   2   3   4   5


написать администратору сайта