Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 3.92 Mb.
|
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙУпругий режим Главное условие упругого режима — превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом . При этом забойное давление не ниже , нефть находится в однофазном состоянии. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы — энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Если залежь литологически или тектоничес-ки ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима - замкнуто-упругий режим. Если залежь не ограничена, то упругий режим будет переходить во вторую разновидность — упруговодонапорный режим. Водонапорный режимРЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ Водонапорный режим проявляет себя с момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водоносную область. Вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод водонапорный режим, переходит в жесткий водонапорный. Нарушение равновесия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинают играть роль энергии других видов: при увеличении поступления воды — энергия упругости; при уменьшении поступления воды (увеличении отбора) и снижении давления ниже давления насыщения — энергия расширения растворенного газа. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙРежим растворенного газа Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует (всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Режим растворенного газа в чистом виде может проявиться в пласте, содержащем нефть, полностью насыщенную газом (начальное давление ). Если залежь характеризуется некоторым превышением начального давления над давлением , то в начальный период при снижении давления до значения она работает за счет энергии упругости либо за счет энергий упругости и напора вод. Если то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙГазонапорный режим Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки 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. В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий. Жесткий газонапорный режим отличается 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. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙГравитационный режим Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились Выделяют такие разновидности гравитационного режима: Гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные. Гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются. Технологией разра-ботки нефтяных месторождений называется совокуп-ность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Д о б ы ч а н е ф т и — основной показа-тель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект, в единицу времени, и среднесуточная добыча , приходящаяся на одну скважину. Добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Д о б ы ч а г а з а . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по обьекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины. Т е м п р а з р а б о т к и — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. . Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования. На рисунке приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различ-ными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимос-тям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями. П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени Темп отбора балансовых запасов — годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; — балансовые запасы нефти Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти - накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки. - нефтеотдача к концу срока разработки месторождения. Дифференциальное уравнение позволяет вычислять значения при известных Текущая нефтеотдача Конечная нефтеотдача Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в %/год. Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . Пластовое давление. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: |