Особенности разработки газонефтяных месторождений. Особенности разработки газонефтяных месторождений. (4). Вариант 10 Особенности разработки газонефтяных месторождений
 Скачать 17.57 Kb.
|
|
Вариант 10 Особенности разработки газонефтяных месторождений. Газонефтяные (нефтегазовые) залежи отличаются большим разнообразием по условиям залегания нефти и газа, по соотношению объемов нефтяной части и газовой шапки. В зависимости от преобладания промышленных запасов тех или иных углеводородов (нефть, газ, конденсат) различают залежи газовые (Г), нефтяные (Н), газоконденсатные (ГК), нефтегазовые (НГ), газонефтяные (ГН), газонефтеконденсатные (ГНК), нефтегазоконденсатные (НГК), и газоконденсатнонефтяные (ГКН). Смысл такой классификации состоит в отражении соотношения запасов углеводородов. Углеводороды, упоминаемые в начале, отличаются наименьшими запасами (в тоннах условного топлива или нефтяном эквиваленте), а отмечаемые в конце - наибольшими. Тогда, например, нефтегазовая (НГ) залежь характеризуется преобладанием в ней запасов газа над запасами нефти. Приведенная классификация полезна, но требует уточнений. Выделение газовых, нефтяных и газоконденсатных залежей является очевидным. Названия “газонефтяная” или “нефтегазовая” залежь могут употребляться только в качестве сокращенных названий, ибо некорректно под этими названиями понимать соответственно нефтяную залежь с газовой шапкой или газовую залежь с нефтяной оторочкой. При наличии нефти нельзя оперировать понятием газовая шапка, ибо в газе этой шапки находится не газ, а газоконденсатная система. Поэтому из классификации залежи НГ и ГН целесообразно исключить. Тем более, что употребление таких “кличек” привело к пренебрежению ресурсами конденсата в практике нефтедобычи. В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют газовые и газоконденсатные. В связи с тем, что не выделяют конденсатогазовые месторождения, то видимо не следует говорить о нефтеконденсатогазовой или газонефтеконденсатной залежах в том понимании, которое вкладывается классификацией. Поэтому в дальнейшем изложении корректно будет оперировать понятиями газоконденсатнонефтяная (ГКН) или нефтегазоконденсатная (НГК) залежи. В первом случае утверждается, что запасы нефти в нефтенасыщенной зоне превышают суммарные запасы газа и конденсата в газоконденсатной шапке. Во втором случае запасы нефти в нефтяной оторочке меньше суммарных запасов газа и конденсата в газонасыщенной зоне залежи. Нефтяные оторочки подразделяют на следующие типы в соответствии с условиями их залегания: краевые (или крыльевые), подошвенные и промежуточные. Это основные типы, которые могут отличаться дополнительными особенностями. Теперь остановимся на проблемах, осложняющих процесс разработки нефтегазовых залежей. Одна из основных проблем при разработке таких залежей связана с трудностями извлечения нефти из нефтяной оторочки. Она проистекает от так называемой проблемы конусообразования. При реализации системы вертикальных скважин нефтяная оторочка вскрывается в интервале несколько метров выше ВНК и несколько метров ниже ГНК. При использовании горизонтальных скважин ее ствол располагается на наибольшем отдалении от ГНК, в нескольких метрах от ВНК (рис.13.31). +Отбор нефти из таких скважин обусловливается пониженными давлениями вблизи интервалов дренирования. Поэтому газ газовой (точнее, газоконденсатной) шапки и подошвенная (или краевая) вода прорываются к интервалу дренирования. Формируются конуса газа и воды, которые имеют тенденцию к постоянному соответственно опусканию и подъему. В результате продукция добывающих скважин загазовывается и обводняется в прогрессирующих масштабах. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной. Следствием этого является снижение отборов нефти из залежи и достижение низкого значения коэффициента нефтеотдачи. Поэтому ряд из рассматриваемых в дальнейшем изложении систем и технологий разработки нефтегазовых залежей в той или иной мере рассчитаны на подавление этих негативных явлений. Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной ( а ) и горизонтальной ( б) скважинами В теории и практике разработки месторождений нефти и газа до недавнего времени наличие и скорость естественного фильтрационного потока пластовой воды и угол наклона продуктивных пластов были в разряде так называемых малых параметров. Во многих или некоторых случаях это было справедливо. Действительно, часто можно было пренебречь наличием и скоростью естественного фильтрационного потока пластовой воды. Этот малый параметр может становиться весьма значимым. Напомним, что благодаря наличию естественного фильтрационного потока воды возможны не только смещенные в пространстве залежи газа и нефти, но и существование залежей углеводородов на моноклиналях, без наличия антиклинальной ловушки. Продуктивные пласты обычно характеризуются весьма малыми углами наклона (около 1°). Естественно, что таким малым параметром, как угол наклона, часто пренебрегали. И правильно делали, рассматривая, например, процессы вытеснения одного флюида другим в слоистых, горизонтальных продуктивных комплексах. Однако в случае нефтегазовых залежей этот малый параметр становится принципиально значимым. При этом левая ловушка заполнена только нефтью и здесь имеем водоплавающую нефтяную залежь. Правая ловушка является вместилищем нефтегазовой залежи. Обе ловушки представляют собой совокупность пропластков, разделенных друг от друга глинистыми прослоями .Если не ограничивать себя ни дебитами, ни сроками, ни конечной нефтеотдачей, то можно полагать, что одна скважина в чисто нефтяной залежи за бесконечно долгое время задренирует все запасы нефти. Во втором случае скважина задренирует запасы нефти в пределах нефтяной оторочки, покрытой более густой штриховкой, т.е. до ближайшего глинистого раздела. Если слоистость пласта в пределах нефтяной оторочки была бы горизонтальной, то при указанных допущениях и здесь одна скважина задренировала бы все запасы нефти. Из этих простых рассуждений можно понять роль рассматриваемого малого параметра (угла наклона пластов) при разработке нефтегазовых залежей. На данный элемент нефтяной оторочки пробурено две скважины, одна из которых эксплуатационная и другая - нагнетательная. Эти скважины реализуют идею площадного заводнения. Из рассмотрения рисунка вытекает следующее. Добывающая скважина дренирует только зону оторочки с соответствующей вертикальной штриховкой (для простоты не касаемся вопросов избирательного вскрытия нефтяной оторочки). Закачиваемая в пласт вода не вытесняет нефть в сторону добывающей скважины. Эта вода расформировывает запасы нефти нефтяной оторочки, оттесняя нефть в газовую шапку и в водонасыщенную зону пласта в направлении указанных соответствующих стрелок. Запасы нефти, находящиеся в зоне оторочки с горизонтальной штриховкой, а также незаштрихованные, не охвачены как процессом дренирования, так и заводнения пласта. Аналогичные процессы расформирования нефтяной оторочки имеют место при иных технологиях воздействия, если не учитывать рассматриваемую “косую” слоистость. Данные схематичные рассуждения показывают, что слоистая неоднородность продуктивных отложений по проницаемости может негативно сказываться на конечном коэффициенте нефтеотдачи. Мы рассмотрели крайний случай, когда пропластки изолированы друг от друга тонкими глинистыми включениями. В природе имеет место большее разнообразие, например, прерывистость пропластков. Кроме того, следует учитывать, что в разных точках каждого пропластка необходимо принимать в расчет две проницаемости - вдоль и поперек напластования. Сказанное позволяет утверждать, что в случае нефтяных оторочек требуется большая степень геолого-физической детализации, чем в случае нефтяной и тем более газовой залежей. +Приведем в дополнение хотя бы одну цифру, чтобы лучше чувствовать рассматриваемую проблему. Допустим, хотим найти такую величину расстояния между скважинами L, когда в пласте будут отсутствовать неохваченные процессами воздействия запасы нефти (зоны пласта с горизонтальной штриховкой на рис.13.33). Пусть толщина нефтяной оторочки h = 10 м, а угол наклона пластов составляет 2°. Нетрудно видеть, что искомое L= 286 м. Известно, что на практике применяются сетки скважин с гораздо большими расстояниями между скважинами. Только при = 10 расстояние L = 571 м приближается к расстояниям между скважинами в реализуемых системах разработки. Конусообразование и косая слоистость продуктивных пластов - это два главных фактора негативно сказывающихся на эффективности разработки нефтегазовых залежей и конечной величине коэффициента извлечения нефти (КИН). Третий не менее важный фактор заключается в чрезмерных депрессиях и репрессиях на пласт соответственно в добывающих и нагнетательных скважинах. Повышенные депрессии кроме конусообразования приводят к истощению запасов газа в газоконденсатной шапке. Поэтому чрезмерные темпы закачки, например, воды вызывают смещение нефтяной оторочки в газонасыщенные коллектора, а значит размазывание запасов нефти. Известно, что Природа не терпит насилия и хочет, чтобы с Нею считались. В случае нефтегазовых залежей этот тезис проявляется особенно ощутимым образом. |