- •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
7.3. Анализ разработки эксплуатационных объектов
Геолого-промысловое изучение объекта разработки и систематизация во времени основных показателей разработки позволяют провести качественный анализ разработки эксплуатационных объектов. Основная цель анализа разработки – получение данных о том, соответствует ли текущая и конечная нефтеотдача объекта потенциальной, и выявление при этом величины и положения остаточных запасов и соответствия проектной и фактической нефтеотдачи.
Схема анализа разработки эксплуатационных объектов как при текущей работе, так и при оценке эффективности методов повышенной нефтеотдачи включает:
уточнение подсчетных параметров;
уточнение запасов по анализируемому объекту и его участкам;
детальную характеристику геологической неоднородности и физико-химических свойств анализируемого объекта и его участков;
идентификацию анализируемых объектов по геолого-физическим свойствам и ранжирование по геологической неоднородности;
прогноз конечной нефтеотдачи;
сопоставление фактической величины текущей и конечной нефтеотдачи с прогнозной и оценкой влияния ранжирования по геологической неоднородности и особенностей технологии разработки.
Поясним некоторые блоки данной схемы. При детальной характеристике геологической неоднородности необходимо определить, к какому иерархическому уровню объект можно отнести и, соответственно, охарактеризовать его с помощью параметров геологической неоднородности. В зависимости от принятой системы разработки и особенностей геологического строения на одном и том же объекте могут быть участки, относящиеся к различным иерархическим уровням.
Идентификация анализируемых объектов и ранжирование по геологической неоднородности проводятся для того, чтобы распределить их в порядке возрастания или убывания потенциальной нефтеотдачи, которая в. основном определяется геолого-физическими свойствами. Идентификация и ранжирование могут осуществляться с помощью экспертных оценок, ранговой корреляции по ряду признаков и с помощью методов распознавания образов при факторном анализе.
Конечная нефтеотдача (начальные извлекаемые запасы) может прогнозироваться с помощью экстраполяционных промыслово-статистических методов С.Н. Назарова, Г.С. Камбарова, М.И. Максимова, И.Г. Пермякова и других.
Названные методики дают достаточно хорошие результаты при высокой обводненности продукции и небольшом интервале экстраполяции. При нарушении этих условий промыслово-статистические методы прогноза нефтеотдачи имеют большие погрешности. Более совершенными для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи являются адаптационные геолого-промысловые модели (АГПМ).
Модели данного типа позволяют оценить потенциальную нефтеотдачу на любой стадии разработки.
На заключительном этапе анализа сопоставляют фактическую и потенциальную нефтеотдачу анализируемых объектов и сравнивают с ранжированными значениями геологической неоднородности. При подобном сопоставлении могут быть следующие варианты.
1. Ранжированные значения нефтеотдачи совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров, а фактическая нефтеотдача близка к проектной. При этом фактическая нефтеотдача будет близка к потенциальной.
2. Ранжированные значения нефтеотдачи не совпадают с ранжированными значениями геолого-физических параметров. Это может быть связано с перетоками нефти по отдельным участкам объекта разработки или оттоком нефти в выше- или нижележащие пласты. Данное предположение должно быть проверено с помощью комплексного сопоставления промысловых и гидродинамических исследований. При отсутствии перетоков отклонение в показателях разработки может быть обусловлено несовершенством системы разработки.
Основными элементами системы разработки, влияющими на отклонения показателей разработки, являются система заводнения и плотность сетки скважин. Совершенствование системы заводнения может заключаться в увеличении давления нагнетания и расхода рабочего агента, в переходе на избирательное или площадное заводнение. При совершенствовании системы размещения и плотности сетки скважин необходимо добиваться оптимальной плотности сетки. При этом правильнее пользоваться не площадной, а объемной характеристикой плотности сетки скважин, выраженной в балансовых запасах, приходящихся на одну скважину. При оптимальной плотности сетки скважин нефтеотдача близка к потенциальной и дальнейшее уплотнение не приводит к повышению нефтеотдачи. При превышении балансовых запасов на скважину оптимальной величины значительно снижаются величины текущей и конечной нефтеотдачи. Оптимальная величина запасов на одну скважину уменьшается с увеличением вязкости нефти и ростом геологической неоднородности