Дисциплина «Разработка нефтяных месторождений»

1. Назначение систем поддержания пластового давления.

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

Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.

Т.к. за счет естественной пластовой энергии невозможно обеспечить полноту отбора нефти и необходимую интенсивность разработки, широко применяют методы поддержания пластового давления – ППД. Темп разработки залежи зависит от многих факторов: размером и конфигурацией залежи, физическими свойствами пород и жидкости, числом и расстановкой скважин, давлением на контуре питания и забоях скважин и расстоянием от них до контура питания.

Законтурное заводнение – нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.

Внутриконтурное заводнение – разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.

Блоковое заводнение применяют преимущественно на крупных месторождениях, создают несколько рядов нагнетательных скважин разрезая залежь на блоки, в которых по несколько рядов добывающих скважин (до 4-5 рядов). Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое заводнение часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала разработки применяют в основном блоковое заводнение.

Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

А) Линейное – скважины в шахматном порядке

Б) Четырехточечное В)Пятиточечное

Г) Семиточечное

Д) Девятиточечная

Избирательное. Месторождение буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД

Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение месторождения и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. Нагнетательные скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Барьерное. На месторождениях с газовой шапкой нагнетательные скважины располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной, что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

2. Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.

Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)

(Функция Баклея-Леверетта)

к1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность

Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

.

Обычно для нефтяных месторождений S_В = 6-35%; в зависимости от созревания пласта.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность S_В < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

.

3. Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.

Формула Дарси:

где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти.

Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине). Формула Дюпии:

где К – коэф проницаемости, который не зависит от св-в ж-ти и является динамической хар-кой только пористой среды. Размерность или 1 Д (Дарси) =1,02*.

Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением:

Анализ:

Дебит не зависит от r, а только от депрессии . График зависимости Q от (Рис.3.4) называется индикаторной диаграммой, а сама зависимость - индикаторной. Отношение дебита к депрессии называется коэффициентом продуктивности скважины

. 3.28

2. Градиент давления и скорость обратно пропорциональны расстоянию (рис.3.5) и образуют гиперболу с резким возрастанием значений при приближении к забою.

3. Графиком зависимости р=р( r ) является логарифмическая кривая (рис.3.6), вращением которой вокруг оси скважины образуется поверхность, называемая воронкой депрессии. Отсюда, основное влияние на дебит оказывает состояние призабойной зоны, что и обеспечивает эффективность методов интенсификации притока.

4. Изобары - концентрические, цилиндрические поверхности, ортогональные траекториям.

Дебит слабо зависит от величины радиуса контура r_к для достаточно больших значений r_к /r_c, т.к. r_к /r_c входят в формулу под знаком логарифма.

По индикаторным диаграммам зависимости дебита от депрессии находят:

1. установившееся или неустановившееся движение флюида

2. коэффициент продуктивности

h – толщина пласта; P_пл – пластовое давление; P_заб – забойное давление; μ – вязкость жидкости; R_к – радиус контура питания скважины; r_c – радиус скважины.

4. Виды и назначение площадных систем заводнения.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).

Рис. Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами).

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.

5. Виды и назначение рядных систем заводнения.

Практически применяют 1, 3х и 5 рядную схемы расположения скважин (чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов доб. и одного ряда нагнетательных скважин, 5 д.скв и 1 ряда нагн. скв. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют, т.к. в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, => падение пласт. давления. Число рядов – нечетное, необходимо проводить центральный ряд скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной- раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин - стягивающим рядом. Разновидность рядных с-м — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин.

Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 6. Рядные системы разработки необходимо характеризовать помимо расстояния между нагнетательными скважинами и расстояния между добывающими скважинами следует учитывать ширину блока или полосы.

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр NKP для однорядной, трехрядной и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. 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. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости доб. скважин равны расходам закачиваемого агента в нагн. скважины. Эту с-му используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего 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. Вследствие того что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагн. и доб. скважин в рядах, можно нагн. скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой. Применяются как шахматное, так и линейное расположение скважин.

При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения достаточно рассчитать данные для одного элемента, а затем суммировать их по всем элементам системы с учетом разновременности ввода элементов в разработку.

Трехрядная и пятирядная системы.

Для трехрядной 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 доб. скважин l₁₂ (рис. 8), между вторым и третьим рядом доб. скважин для пятирядной системы l2 з (рис. 9). Ширина полосы L_п зависит от числа рядов доб. скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂ = l₂₃=700 м, то L_п = 4,2 км.

Рис. 8. Расположение скважин при трехрядной системе разработки: Рис. 9. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2- добывающие скважины; 3 – нагнетательные скважины I, 2, 3 — см. рис. 8

Параметр со для трехрядной систем, равный отношению числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин w равен примерно 1/3, а для пятирядной 1/5. При значительной приемистости нагн. скважин по трехрядной и пятирядной с-мам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости доб. скважин и высокий темп разработки м-я в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагн. 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. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны соответственно на рис. 10 и 11.

6. Основные виды внутриконтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

• блоковое заводнение;

• барьерное заводнение;

• разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

• сводовое заводнение;

• очаговое заводнение;

• площадное заводнение.

Блоковое заводнение- рядами нагнетающих скважин залежь разбивается на блоки. Обычно ряды ряды нагнетательных скважин располагаются в крест простирания структуры. Ширина блоков 3-4 км. Внутри блоков располагаются ряды добывающих скважин. Кол-во рядов может быть три, пять, семь. Обычно семи и более рядные системы применяются редко из-за сложности компенсации отбора нефти , закачкой воды в центральных рядах , которые наз-ся стягивающие. Блоковое заводнение применяют преимущественно на крупных месторождениях.Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое заводнение часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала разработки применяют в основном блоковое заводнение.

Модификация блочно-замкнутой системы –когда блоки замыкаются нагнетательными скважинами со всех сторон. Кроме того из числа рядных применяются еще однорядные системы, т.е. ряд нагнетательных скважин и ряд добывающих.

Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение-предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади.

Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение месторождения и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. Нагнетательные скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов, на небольших залежах, сложного геологического строения. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины.

Месторождение буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД

Барьерное. На месторождениях с газовой шапкой нагнетательные скважины располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).

Рис. Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами).

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.

Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти.

7. Источники пластовой энергии.

   1. Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

   2. 1) напором краевых вод;

   3. 2) напором газа, сжатого в газовой шапке;

   4. 3) энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них

   5. при снижении давления;

   6. 4) упругостью сжатых пород;

   7. 5) гравитационной энергией.

   8. В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

   9. Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

   10. Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил (Адгезионные силы — силы сцепления покрытий с обрабатываемой поверхностью. Количественным выражением сил сцепления служит величина, определяемая нагрузкой, вызывающей отрыв скрепленных поверхностей и приходящейся на 1 см2 площади образца).

8. Режимы эксплуатации залежей.

   1. Режимом называется характер проявления преобладающего вида пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий.

   2. Наиболее распространенные в практике разработки нефтяных месторождений режимы пластов - упругий, растворенного газа и газонапорный или газовой шапки.

   3. При упругом режиме нефть вытесняется из пористой сре­ды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также за счет уменьшения порового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

   4. Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высоко проницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным.

   5. С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начинает выделятся растворенный в ней газ, и режим пласта изменится, упругий режим сменится режимом растворенного газа.

   6. В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газонапорный режим или режим газовой шапки.

   7. Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, такой режим пласта называют гравитационным.

9. Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой.

   1. Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

   2. По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

   3. В зависимости от состояния давления в газовой шапке разли­чают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

   4. 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.

   5. Жесткий газонапорный режим отличается от упругого 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.

   6. В условиях проявления газонапорного режима начальное давление Р_пл (на уровне ГНК) равно давлению Рн. Поэтому при создании депрессии давления происходит выделение растворен­ного газа и нефть движется по пласту за счет энергии его рас­ширения. Часть газа сегрегирует (всплывает) в повышенные зоны и попол­няет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов сни­жения пластового давления, а также обусловливает малое значение газового фактора для скважин, удаленных от ГНК.

10. Виды неоднородности коллекторов.

    1. Неоднородность пласта характеризуется следующими коэффициентами:

    2. Коэффициент относительной песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т.е. К_п=h_эф/ h_общ

    3. Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор К_р=Σn/N,

    4. где n - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

    5. Под коэффициентом литологической связанности или слияния Кс понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности.

    6. ,

    7. где S_ci - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; S₀ - общая площадь залежи; n_max - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).

    8. Коэффициент выклинивания Кл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев‑коллекторов h_выкл от эффективной мощности h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т.е. К_л= h_выкл/ h_эф

    9. При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев К_л=1.

    10. ГСР. Построение геолого-статистического разреза (ГСР) целесообразно при изучении неоднородных продуктивных толщин значительной мощности, в пределах которых встречаются многочисленные и не выдержанные по простиранию непроницаемые прослои. ГСР представляет собой кривую вероятности присутствия коллектора в том или ином интервале разреза. ГСР строится на основании геофизических исследований. Результаты расчетов представляют на общем графике, где по вертикали откладывают средние мощности интервалов, а по горизонтали — частоту (в %) или вероятность (в долях единицы) случаев появления коллектора. ГСР необходим при проведении детальной корреляции и решении ряда вопросов разработки месторождений.

11. Методы определения КИН.

Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачиη от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачупри разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимостиη от ΣQв/V_пили η от ΣQ_вз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти,Q_вз-вода закаченная в пласт). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения ΣQ_вз/Vnт в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачиη равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η₁ на коэффициент η₂ охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой η₁ 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 η₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта

1 — текущая нефтеотдачаη, 2 — текущая

обводненность v

12. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих лекций настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти.

Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях.

Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев.

Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.

В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.

Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.

В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта.

Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.

Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами.

Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10 – 20 % от суммарных приведенных затрат и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития — добычи нефти в стране в целом, то ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку следует продолжать по принятому проектному документу. В противных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектного решения о разработке месторождения.

13. Технология и назначение форсированных отборов нефти.

Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления Р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р₃. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека­ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.

Применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.

Практикой отработаны основные подходы к успешному внед­рению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30—50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эк­сплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбо­ра необходимы насосы высокой подачи или использование газ­лифта.

14. Назначение и область применения потокоотклоняющих технологий.

Основной реагент полиакриламид. Различают несколько модификаций:

1) СПС- сшитая полимерная система, применяется высоко и низко молекулярный полимер, в качестве сшывателя применяется ацетат хрома ПАА+АХ или и хлоркалиевыекварцы ПАА+ ХКК. За счет сшивателей стабилизируют полимер.

ВУС- ВязкоУпругиеСоставы. В Основе присутствуют высокомолекулярные полимеры. ПАА-0.6-3%.

Применяются для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

ПАПС-ПоверхностноАктивныеПолимерныеСистемы, смесь ПАА и ПАВ. Направлен на увеличения коэффициента охвата заводнением и увеличения коэффициента вытеснения.

ГОС-ГелеОбразующиеСистемы, направлены на загущения воды и увеличения коэфицента охвата пласта.

БГС- БольшеобъемнаяГелеваяСистема, применяются для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и увеличения охвата пластов за счет загущения закачиваемой воды.

При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей воды и нефти. Для уменьшения этого отношения и как следствие увеличения нефтеотдачи, используются водные растворы полимеров. В качестве полимера чаще всего используют полиакриламид(ПАА). Молекулы полимера продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы цепляются за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород. Фильтрация водного раствора полимеров происходит так, что с увеличением градиента давления скорость его фильтрации возрастает медленнее по сравнения со скоростью фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и при том с каждым приращением градиента давления возрастает на все меньшую величину называется дилантной. Вязкость закачиваемого раствора ПАА доводят до 5-6 вязкостей воды. Механизм вытеснения нефти раствором ПАА похож на вытеснения с использованием ПАВ, но имеет абсолютно другую природу.

Водный раствор ПАА также применяют с целью регулирования движения жидкости по пропласткам. При закачке дилантной жидкости в пласт, она уходит в высокопроницаемые пропластки, снижая тем самым скорость движения воды в данных пропластках. Далее повышают давление нагнетания, тем увеличивая скорость вытеснения нефти водой из менее проницаемых пропластков.

15. Методика определения технологической эффективности ГТМ.

Определение эффективности каких-либо ГТМ производится по объему дополнительно добытой нефти, то есть чем больше дополнительно добыто нефти, тем эффективнее проведенный ГТМ. Оценка производится по увеличению добычи нефти и продолжительности эффекта. Под продолжительностью эффекта понимают временной интервал с момента увеличения дебита скважины по нефти до момента его восстановления до первоначального значения. Объем дополнительно добытой нефти определяют как произведение продолжительности эффекта на величину увеличения дебита. Также оценка дополнительной добытой нефти производится по графикам, определяя площади под графиком, соответствующую возросшему дебиту скважины по нефти.

16. Технология и область применения барьерного заводнения.

Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

Барьерное заводнение применяют при:

V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ

17. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов.

уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;

крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;

средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа;

мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа;

очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа

18. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Разработка любого нефтяного месторождения ведется до момента потери рентабельности от дальнейшей добычи нефти. Методы интенсификации добычи нефти направлены на сокращение срока разработки месторождения и как результат на повышение его рентабельности. Многие методы интенсификации разработки одновременно являются и МУН, например ГРП и др.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью повышения проницаемости и как результат необходимых темпов отбора. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

* химические

* механические

*тепловые

* физические

К первой группе относятся кислотные обработки, направленные на растворение породы и асфальтенов в призабойной зоне пласта. Это соляно-, глино-, пенно-, термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

Ко второй относятся ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация.

К тепловым методам относятся горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических.

К физическим - обработка ПАВ, вибрационное и акустическое воздействие.

Форсированный отбор жидкости, рассматривается как метод интенсификации и МУН обводненных залежей. Гидродинамические предпосылки заключаются в создании повышенных депрессий на пласт по фонду обводненных скважин, что способствует дововлечение в разработку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различия в строении коллекторов, условий насыщения и вязкостных соотношений по нефти и воде.

19. Категории запасов нефти.

Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени их достоверности и изученности подразделяются на категории А, В, С1 и С2.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные — категория Д0 и прогнозные — категории Д1 и Д2.

Категория А — запасы разрабатываемой (дренируемые запасы) залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А выделяются на месторождениях 1-й группы сложности и подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти или газа.

Категория В — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С1 — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Вещественный состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну, результатам опробования и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С2 — запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований:

• в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий;

• в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геолого-разведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегаюшие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория Д0 — перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных с помощью проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2.

Категория Д1 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д2 — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.

Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

Начиная с 1 января 2012 должна была вступить в силу новая классификация, утверждённая Приказом МПР от 1 ноября 2005 № 298. В соответствии с ней запасы (ресурсы) нефти и газа по геологической изученности степени промышленного освоения должны были иметь следующие категории:

• Запасы:

  • A (достоверные)

  • B (установленные)

  • C1 (оцененные)

  • C2 (предполагаемые)

• Ресурсы:

  • D1 (локализованные)

  • D2 (перспективные)

  • D3 (прогнозные).

20. Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений.

Динамику основных показателей разработки целесообразно анализировать по стадиям (этапам), выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии

1 стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс ГТМ по регулированию процесса разработки;

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия но управлению процессом разработки; (темп падения годовых отборов 10-12% в год). Заканчивается отбором 90% запасов от НИЗ.

IV стадия — завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки. Активно используются различные технологии МУН.

21. Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений.

Вид и содержание проектного проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы:

1)Проект пробной эксплуатации

2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации

3) Технологическая схема разработки

4)Проекты разработки

5)Уточненные проекты разработки

6)Анализ разработки

Для месторождений малых и средних размеров:

1)проект пробной эксплуатации(4года)

2)техсхема (2-6лет)

3)уточненная техсхема(2-4)

4)проект разработки (6-10лет)

5)уточненный проект разработки

6)проект доразработки

7)проект ликвидационных работ

В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь набор документов. Если предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации и переходить к составлению основной технологической схемы разработки.

Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.).

В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти, необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации для одного или нескольких участков месторождения.

Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения.

После составления и утверждения тех.схемы составляется проект его обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл.нефтепроводов и их техн.характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки.

Проект разработки составляется когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки.

Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать:

*Общие физ.-геол. сведения о месторождении , его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде.

*Геол.-физ. характеристику месторождения , строение и данные об эффективных толщинах, данные о запасах, пористости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном и текущем Р_пл и нефтенасыщенности.

*Данные гидродинамических исследований, данные о дебитах и приемистости скважин.

*Данные лабораторных исследований извлечения нефти из недр, теплофизические и физ.-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения.

*Обоснование выявления объектов разработки.

*Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа.

*Характеристику источников водоснабжения и газоснабжения.

*Обоснование экологической безопасности разработки.

*Экономические характеристики вариантов разработки.

На каждый проектный документ должно выдаваться техническое задание и показатели входящие в него не должны быть противоречивыми.

22. Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии.

23. Технологии выработки остаточных запасов нефти.

На сегодняшний день особо актуальны  задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:

^ 1. Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.

^ 2. Газовые методы:

• закачка воздуха в пласт;

• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

• воздействие на пласт двуокисью углерода;

• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

^ 3. Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• вытеснение нефти щелочными растворами;

• вытеснение нефти кислотами;

• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

• микробиологическое воздействие.

^ 4. Гидродинамические методы:

• интегрированные технологии;

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• форсированный отбор жидкости;

• ступенчато-термальное заводнение.

^ 5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

^ 6. Методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. 

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:

• гидроразрыв пласта;

• горизонтальные скважины;

• электромагнитное воздействие;

• волновое воздействие на пласт;

• другие аналогичные методы.

Тепловые МУН Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Газовые МУН

Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).

Химические МУН

Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. 

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью

Гидродинамические МУН.

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости.

Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин 

24. Технологии разработки месторождений при АНПД и АВПД.

Опыт разработки глубокозалегающих коллекторов с аномально высоким начальным пластовым давлением, сильно деформирующихся в процессе извлечения из них углеводородов, еще невелик во всем мире. Однако число месторождений, продуктивные пласты которых залегают на больших глубинах, возрастает, и поэтому проблема разработки сильно деформирующихся пористых и трещиноватых коллекторов будет представлять с каждым годом все больший интерес для нефтяной промышленности.

Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во > многом связано с использованием физико-химических и особенно тепловых методов разработки.

Нормальное начальное пластовое давление примерно равно

гидростатическому. Если же начальное пластовое давление

близко к вертикальному горному, т. е. геостатическому, то такое давление считают аномально высоким или аномальным.

Создается такое давление чаще всего в замкнутых пластах,

залегающих на глубинах свыше 3,5—4 км. В соответствии с

соотношением (11.64) при высоком средневзвешенном пластовом давлении р среднее нормальное напряжение о сравнительно низкое. Следовательно, породы пласта в течение длительного геологического времени оставались мало нагруженными и поэтому слабо уплотненными. При разработке нефтяного месторождения с аномально высоким пластовым давлением без воздействия на пласт пластовое давление быстро снижается. За весь период разработки изменение средневзвешенного пластового давления Ар может составить величину, сравнимую с начальным пластовым. При этом среднее нормальное напряжение, пористость и проницаемость пород пласта, особенно с учетом их первоначальной слабой уплотненности, изменяются нелинейно.

Кратко рассмотрим иной случай разработки пластов с аномальными свойствами пластов, содержащих неньютоновскую нефть. Чаще всего к числу таких нефтей относятся нефти с начальным градиентом сдвига, фильтрация которых происходит по закону, предложенному А. X. Мирзаджанзаде. Чтобы нефть, обладающая начальным градиентом сдвига, стала фильтроваться в пористой среде, необходимо к этой среде приложить градиент давления, больший, чем это следует из закона Дарси.

В тех областях пласта, где градиенты давления незначительны,

нефть не будет двигаться и в этих областях образуются застойные зоны. Такие зоны могут быть в неоднородных пластах, в областях с пониженной проницаемостью и даже в пластах с малой неоднородностью, где скорости фильтрации небольшие.

Образование застойных зон ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи пластов.

На рис. ПО показана схема элемента пятиточечной системы

разработки пласта, содержащего нефть, обладающую начальным градиентом сдвига. При вытеснении такой нефти из пласта водой водонефтяной контакт по мере его продвижения будет

последовательно занимать положения /, 2, 3, 4. Как видно, водонефтяной контакт сильно деформируется и к добывающим

скважинам подтягиваются языки обводнения, образуя целики

нефти. В тех случаях, когда нефть является ньютоновской жидкостью и справедлив обобщенный закон Дарси для фильтрации нефти и воды, эти целики нефти в конце концов при так называемой бесконечной промывке пласта, т. е. при прокачке через пласт больших объемов воды, многократно превышающих его поровый объем, будут вымыты из пласта. Если же нефть обладает начальным градиентом сдвига, то целики нефти, образовавшиеся в областях пласта, где градиент давления меньше начального градиента сдвига, так и останутся в пласте неизвлеченными.

Нефти некоторых месторождений даже в естественных геолого-физических условиях, существовавших в пластах месторождений до начала их разработки, могут обладать начальным градиентом сдвига. В других случаях нефти, особенно обладающие значительным содержанием парафина, приобретают свойства неньютоновских жидкостей в результате изменения фазового состояния углеводородов в пластах, например выделения газа из нефти и изменения температурного режима во время закачки в пласты воды с температурой ниже температуры кристаллизации парафина, растворенного в нефти.

Если месторождение, содержащее высокопарафинистую нефть, предполагается разрабатывать с применением только заводнения, то закачка воды в пласты с температурой ниже

температуры кристаллизации парафина недопустима. В этом

случае необходимо закачивать воду, подогретую до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафина.

25. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

- оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совер­шенствованию.

Контроль включает в себя следующие методы:

1.Промысловые методы контроля.

2.Геофизические …..

3.Гидродинамические …..

4.Физико-химические …… .

Как правило эти методы применяются в комплексе , но каждый из них имеет определенные задачи.