Режим растворенного газа

При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющего газа при выделении его из нефти.

В процессе эксплуатации залежи дебит, после достижения некоторого максимума, и давление непрерывно снижаются, давление в каждый момент зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта.

При этом режиме по мере нарастания числа скважин, вводимых в эксплуатацию, происходит одновременное снижение начальных и текущих дебитов скважин. После достижения максимальной проектной добычи, еще до ввода в эксплуатацию намеченного числа скважин, начинается значительное снижение дебитов. Прирост добычи за счет ввода новых скважин не покрывает снижение общей добычи.

Газовые факторы уже в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте в результате падения пластового давления свободного газа даже в количестве 7% от объема пор сильно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима.

Далее добыча нефти продолжает снижаться и особенно быстро по мере выбытия из эксплуатации части скважин.

По мере истощения залежи газовый резко снижается, дебиты скважин становятся низкими и продолжаются медленно падать вследствие перехода на гравитационный режим.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа составляет 0,2 – 0,4.

При этом режиме контурные воды не продвигаются или же продвигаются и внедряются в залежь весьма незначительно по сравнению с отбором нефти из нефтяной зоны. Это обусловлено плохими коллекторскими свойствами пласта в приконтурной части залежи нефти и взаимодействием вод и пород в приконтурной зоне пласта. Поэтому даже в начальном положении контур нефтеносности не совпадает с изогипсами, а сечет их, что наблюдается на ряде месторождений Апшерона.

Обычно режим растворенного газа присущ пластам со значительной фациальной изменчивостью, в которых вертикальная проницаемость хуже горизонтальной и структура характеризуется небольшими углами наклона. Это режим может частично проявляться в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скоростям продвижения контурных вод или контакта газ-нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа в нефти.

Гравитационный режим

При гравитационном режиме движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти.

Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим наблюдается в том случае, когда пласт характеризуется высокой проницаемостью и более или менее круто наклонен, что облегчает продвижение нефти в его пониженные части. При этом режиме дебиты скважин, особенно тех, которые расположены далеко вниз по падению пласта, могут быть более или менее значительны, что соответственно обуславливает и более высокий коэффициент нефтеотдачи.

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами. В этом случае уровни нефти в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта.

Нефть перетекает лишь из площади, находящейся в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса».

Нефтеотдача при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения)

В нефтеносных пластах с недостаточным напором краевых вод или при отсутствии напора его в последней стадии эксплуатации сила тяжести обычно является единственным фактором, обуславливающим продвижение нефти по пласту к забоям скважин, т.е. наблюдается переход на гравитационный режим работы пласта.

Подсчет запасов нефти и газа.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических, геохимических исследований. Оценивают в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, регионов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащих в них компонентов - этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащих в них компонентов, имеющих промышленное значение, проводятся на каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

Оценка качества нефти, газа, конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и др. полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод, определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С и предварительно оцененные - категория С_2.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на:

перспективные - категория С₃ и

прогнозные - категория Д₁ , Д_1л и Д₂.

Категория А - запасы залежи или ее части, изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки - режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность, пьезопроводность и др.

Запасы категории А запасы подсчитываются по залежи (части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В -- запасы залежи (части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, формы и размеры залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщина, типа коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность, 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 (части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки.

Категория С₁ запасы залежи (части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти и газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований, выполненных 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 методом геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, нефте- и газонасыщенность, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин.

Запасы категории С₁ подсчитываются по результатам геологоразведочных 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 (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 или по аналогии с разведочными месторождениями.

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

Категория С₃ - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленные для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Форма и 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 используют 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 по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д₂ - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемых в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируется на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка - прогнозных ресурсов нефти и газа 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.

Д_1л это прогнозно - локализированные ресурсы ловушек выявленные по результатам геологических и геофизических исследований находящихся в пределах района с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Группы запасов нефти и газа

Запасы нефти, газа и конденсата и содержащихся в них в промышленных количествах компонентов по народно-хозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету:

1. Балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

2.Забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Балансовые запасы нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Методы подсчета запасов нефти

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен количеством и качеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти. В геолого-промысловой практике наиболее широко применяются объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи.

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. При подсчете запасов нефти объемным методом используют формулу:

Q_изв= F*h*K_п*K_н*ρ_н*Ө*η_н

Q_изв - извлекаемые запасы нефти, т;

F - площадь нефтеносности, м²,

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

K_п - коэффициент открытой пористости, у.ед;

K_н - коэффициент нефтенасыщенности, у.ед;

ρ_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

Ө - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, у.ед;

η_н - - коэффициент нефтеизвлечения, у.ед;

Ө = 1/в;

в - объемный коэффициент пластовой нефти

залежи (части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки.

Площадь нефтеносности F замеряют планиметром на подсчетных планах продуктивного пласта.

Эффективная толщина определяется как среднеарифмитическая величина вскрытых толщин небольшим числом скважин или как средневзвешенная толщин по всей площади залежи.

Коэффициент открытой пористости находят по результатам анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной тольщина пласта и по простиранию пласта определяется с учетом косвенных методов, в первую очередь, промыслово-геофизических.

Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследований образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от литолого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласта и системы разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи - отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти; он определяется по результатам разработки месторождения. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от режима залежи, литолого-физических характеристик коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт и т.д.

Плотность и объемный коэффициент нефти находят по результатам лабораторного анализа проб нефти.

Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.

Метод материального баланса основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от динамики давления в процессе разработки, изменяющегося в связи с отбором нефти. При этом строится карта изобар, по которой рассчитывается средневзвешенное по площади залежи пластовое давление, являющееся исходным для определения всех зависящих от него параметров.

Подсчет запасов свободного газа

Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти.

Q_г= F*h*K_п*K_г* f*( Р_н*α_н - Р_к* α_к ) η_г

Q_г - извлекаемые запасы газа, м³;

F - площадь газоносности, м²,

h - эффективная газонасыщенная толщина пласта, м;

K_п - коэффициент пористости, у.ед;

K_г - коэффициент газонасыщенности

f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартным условиям;

Р_н - начальное пластовое давление, Мпа;

Р_к - конечное пластовое давление, Мпа;

α_н и α_к - поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля –Мариотта, соответственно для начального конечного давлений

η_г - - коэффициент газоотдачи, у.ед;

f = Т +t_ст/ Т+ t_пл Т - 293⁰С; t_ст = 20⁰С

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Q _рг = Q_н * ŕ

Q_н - запасы нефти, т; ŕ - газонасыщенность, м³/т