- •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
7.4. Методы регулирования разработки эксплуатационных объектов
На основе анализа и контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений выявляются расхождения между фактическими и проектными показателями разработки, что служит основой для осуществления мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и служит регулированием разработки эксплуатационных объектов нефтяных и газовых месторождений, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. Регулирование разработки в каждом конкретном случае представляет собой сложную задачу, требующую как детального учета геологического строения объекта разработки и физико-химических свойств флюидов, так и текущего состояния разработки на момент начала регулирования.
Основная задача регулирования заключается в достижении равномерности выработки запасов углеводородов и создании таких режимов разработки, которые замедляют снижение скорости изменения фазовой проницаемости для нефти и газа. Разработка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.
К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относятся.
Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласт веществ вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.
В скважинах эксплуатирующих неоднородные низкопроницаемые пласты, возможности применения регулирования с помощью изменения режимов довольно ограничены, так как продуктивность и дебиты скважины обратно пропорциональны неоднородности пласта. В скважинах, эксплуатирующих однородный пласт с высокой проницаемостью, с помощью режимов работы скважины можно менять дебиты в широких пределах.
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.
Технически поставленная задача может достигаться проведением дополнительной перфорации, гидропескоструйной перфорацией, дренированием пласта горизонтальными каналами и др.
Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания или снижение давления нагнетания вплоть до давления ниже давления насыщения, что приводит к использованию запаса энергии растворенного газа.
Изменение направления фильтрационных потоков в неоднородных пластах, что приводит к вытеснению нефти из тупиковых зон и полулинз. В однородных пластах изменение фильтрационных потоков, особенно вблизи нейтральных линий тока, ведет к увеличению градиентов давления и расформированию застойных зон.
К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождений, относят следующие.
Очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт агентов через специально пробуренные нагнетательные скважины, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки объектов.
Установка в скважине пакерного оборудования с целью частичного разукрупнения объектов разработки.
Форсированный отбор жидкости (ФОЖ). ФОЖ – один из методов регулирования разработки на поздней стадии, не требующий изменения системы разработки. Его также называют методом увеличения нефтеотдачи. При его использовании, как правило, прирост добычи нефти выше, чем прирост добычи воды. Механизм эффекта при ФОЖ объясняется преодолением капиллярных сил, вытеснением нефти из неоднородных слоистых пластов, преодолением эффекта электрокинетического торможения.
Каждый из названных выше методов регулирования воздействия на объект разработки в зависимости от конкретных геологических условий может, в свою очередь, реализовываться десятками различных вариантов.
Контрольные вопросы к главе 7
Основные показатели состояния разработки эксплуатационного объекта.
Стадии разработки нефтяного эксплуатационного объекта.
Что такое паспорт скважины?
Что собой представляет карта текущего состояния разработки?
Что приведено на графике разработки?
Каким образом можно прогнозировать конечную нефтеотдачу?
В чем заключается основная задача регулирования разработки эксплуатационного объекта?