- •Пулькина н.Э., Зимина с.В. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
- •Введение
- •1. История развития нефтегазодобычи
- •2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- •3. Геологоразведочные работы на нефтяных и газовых месторождениях
- •3.1. Региональный этап
- •3.2. Поисково-оценочный этап
- •3.3. Разведочный этап
- •3.4. Пробная (опытная) эксплуатация нефтяных залежей
- •3.5. Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей
- •3.6. Основные категории скважин при бурении на нефть и газ
- •4. Методы получения геологопромысловой информации
- •4.1. Геологическое наблюдение при бурении скважин
- •4.2. Геофизические методы изучения разрезов скважин
- •4.3. Гидродинамические методы исследования скважин
- •4.4. Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин
- •4.5. Геолого-промысловые методы
- •5. Залежи углеводородов в статическом природном состоянии
- •5.1. Изучение формы залежи
- •5.1.1 Природные резервуары. Ловушки
- •5 .1.2. Изучение структуры поверхностей залежи (кровли и подошвы)
- •5.1.3. Дизьюнктивные нарушения
- •5.1.4. Границы залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов и стратиграфическими несогласиями
- •5.1.5. Изучение положения водонефтяных контактов в залежах углеводородов
- •5.1.5.1.Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности
- •5.2. Изучение внутреннего строения залежей и свойств пород коллекторов
- •5.2.1. Понятие и виды геологических границ
- •5.2.2. Расчленение продуктивной части разреза скважины
- •5.2.3. Детальная корреляция разрезов скважин
- •5.2.4. Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов
- •5.2.5. Емкостные свойства пород-коллекторов
- •5.2.6. Фильтрационные свойства пород-коллекторов.
- •5.2.7 Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов
- •5.3. Энергетическая характеристика залежей нефти и газа
- •5.3.1. Начальное пластовое давление
- •5.3.2 Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому
- •5.3.3 Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического
- •5.3.4 Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений
- •5 .3.5 Природные режимы залежей
- •5.3.5.1. Водонапорный режим
- •5.3.5.2. Упруговодонапорный режим
- •5.3.5.3. Газонапорный режим
- •5 Рис. 5.37 Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме. Условные обозначения на рис.5.34 .3.5.4 Режим растворенного газа
- •5.3.5.5. Гравитационный режим
- •5.3.5.6 Газовые и газоконденсатные залежи
- •5.3.5.7 Смешанные природные режимы залежей
- •5.3.6 Изучение природных режимов залежей
- •5.4. Общие сведения о запасах нефти, газа и конденсата
- •5.4.1. Понятие «запасы углеводородов»
- •5.4.2. Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата
- •5.5 Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных и газовых месторождений
- •5.5.1 Системы разработки и геологические данные для их проектирования
- •5.5.2 Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах
- •5.5.3 Традиционный метод заводнения нефтяных пластов в разных геологических условиях
- •5 Рис.5.42 Разновидности метода заводнения .5.3.1 Геологическое обоснование выбора заводнения
- •Условные обозначения см. На рис.5.44
- •5.5.4 Нетрадиционные методы разработки нефтяных залежей
- •6 Залежи углеводородов в динамическом состоянии и контроль их разработки
- •6.1 Геолого-промысловый контроль за разработкой залежи нефти и газа
- •6.1.1 Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором
- •6.2. Контроль пластового давления и температуры
- •6.2.1. Пластовое и забойное давление при разработке залежей
- •6.2.3 Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа, комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов
- •1. Коэффициент гидропроводности
- •2. Коэффициент проводимости
- •3. Коэффициент пьезопроводности
- •6.2.4 Контроль температуры пластов в скважинах
- •6.3 Контроль за изменением свойств нефти, газа и воды в процессе разработки
- •6.3.1 Геолого-промысловые исследования скважин
- •6.4. Контроль за перемещением внк и гнк
- •6.5 Контроль за заводнением и охватом эксплуатационного объекта процессом вытеснения
- •6.6 Особенности контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений
- •7 Геолого-промысловый анализ состояния разработки эксплуатационного объекта
- •7.1 Основные стадии разработки и их характеристики
- •7.2 Основные показатели разработки
- •7.3. Анализ разработки эксплуатационных объектов
- •7.4. Методы регулирования разработки эксплуатационных объектов
- •Глоссарий (термины и определения)
- •Список литературы
- •Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
6 Залежи углеводородов в динамическом состоянии и контроль их разработки
6.1 Геолого-промысловый контроль за разработкой залежи нефти и газа
Контроль разработки месторождений нефти и газа — это осуществляемая в процессе их эксплуатации система мероприятий по детальному изучению разрабатываемых залежей для уточнения их геологического строения и по всестороннему исследованию процессов извлечения нефти и газа из продуктивных пластов.
Контроль разработки охватывает большое количество видов работ: получение и накопление при исследовании скважин разнообразной геолого-промысловой, геофизической, гидродинамической и другой информации, анализ направленности процессов и явлений, протекающих в продуктивных пластах, и их последствий, оценка эффективности применяемой системы разработки, наблюдение за полным и качественным выполнением технологических решений, предусмотренных проектными документами. На основе комплексного геолого-промыслового обобщения результатов контроля разработки создаются динамические модели эксплуатационных объектов, отражающие качественные и количественные изменения в них по мере отбора запасов углеводородов.
Результаты геолого-промыслового контроля — основа выбора эффективных мер по управлению процессами нефтегазоизвлечения, совершенствованию применяемых систем разработки. Геолого-промысловый контроль начинается на стадии подготовки к промышленной эксплуатации и продолжается непрерывно, пока из залежей добываются нефть и газ. По мере вступления залежей в более зрелую стадию эксплуатации, задачи, решаемые при контроле разработки, все более расширяются и углубляются, применяется все более широкий комплекс методов и исследований.
От правильного построения системы контроля, от ее эффективного функционирования во многом зависят полнота использования запасов недр, получение высокого коэффициента нефтегазоизвлечения.
6.1.1 Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором
При разработке месторождении нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.
Дебит скважины по жидкости (безводной – по нефти, обводненной – по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизированных групповых установок типа "Спутник". Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т. е. содержание воды в процентах во всей жидкости.
При недостаточно надежной работе системы "Спутник" обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.
Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при использовании индивидуальной замерной установки – турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа. В последнее время появляются новые более совершенные замерные устройства отечественных и иностранных производителей.
Промысловый газовый фактор (в м3/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.
Приемистость водонагнетательной скважины (в м3/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две – три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.
Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, – поплавковыми, мембранными, сильфонными.
При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.