МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

 

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

Институт

электронного обучения

«Нефтегазовое дело»

РЕФЕРАТ

на тему:

«Стадии разработки залежей»

по дисциплине:

Основы нефтегазового дела

Исполнители: студенты группы:
	О-2Б12		Бочкарев В.Д.
Руководитель
преподаватель			Вершкова Е.М.

Томск - 2023

Введение

Добыча полезных углеводородов началась на земле еще в давние времена. Известно, что до промышленной добычи нефти человечество добывало ископаемые шахтным, открытым, скважинным методами. И если в 18-19 веках, когда пошли первые упоминания о найденной нефти на территории России, добыча осуществлялась открытым способом – излившуюся нефть собирали в местах ее выхода на поверхность, то уже в конце 18 века заговорили о промышленном заводском способе ее добычи и переработке. Открытие нефтяных месторождений подтолкнуло лучших мировых и отечественных инженеров к решению новых вызовов при увеличивающейся разработке скопления полезных ископаемых. Развиваются методы бурения, добычи, подготовки. Вместе с тем нефть уходит все глубже в залежь и к середине 20 века человечеству было необходимо выработать эффективную и в том числе экономически выгодную систему разработки этой «трудной залежи». Под системой разработки нефтяного месторождения принято понимать комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Проектирование разработки любого месторождения заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки. Исходя из вышесказанного, можно принять за рациональную систему разработки такую систему, которая может (и должна) обеспечить заданную планом добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.

Стадии разработки залежей

Основные этапы разработки месторождения удобно представить на карте взаимосвязей.

Рисунок 1 – Карта взаимосвязей стадий разработки

Каждой разработке найденного месторождения предшествует его поиск. Целью поисково-разведочных работ является выявление, оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа. В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование.

Поисково-разведочные работы выполняются в два этапа: поисковый и разведочный. Поисковый этап включает три стадии:

• региональные геологогеофизические работы;

• подготовка площадей к глубокому поисковому бурению;

• поиски месторождений.

На первой стадии геологическими и геофизическими методами выявляются возможные нефтегазоносные зоны, дается оценка их запасов и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон геологическими и геофизическими методами. Преимущество при этом отдается сейсморазведке, которая позволяет изучать строение недр на большую глубину. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород бурят, как правило, на максимальную глубину. После этого поочередно разведывают каждый из «этажей» месторождений, начиная с верхнего. В результате данных работ делается предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и даются рекомендации по их дальнейшей разведке.

Рисунок 2 – Схема многопластового нефтяного месторождения.

После наступает разведочный этап. Основная цель этого этапа —подготовка месторождений к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Следом наступает оценочный этап, включающий в себя оценку произведенного бурения, подтвержденных запасов, цифровое моделирование, экономическое обоснование разработки. Подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации по вводу месторождений в разработку. Но перед промышленной эксплуатацией месторождения производится его пробный запуск. Этого требуют и Правила разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные приказом № 356 от 14.06.2016 Министерством природных ресурсов и экологии.

На основе данных, полученных при поисково-разведывательных этапах, оценке запасов, цифрового моделирования, разрабатывается проект опытной эксплуатации (пробной) месторождения, где добывается не более 20% планируемого уровня добычи УВ.

Все вышеперечисленные этапы можно укрупнить в нулевую стадию разработки залежи.

Вообще, каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями. Проектный документ составляется перед началом пробной и промышленной эксплуатации, на этапе подготовки к освоению, когда понятны начальные запасы, геологические размеры месторождения, его состав и строение.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью.

При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки. В связи с широким диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводнении находятся в широких пределах—в основном от 0.3 до 0,6. В среднем при заводнении пластов в недрах остается около половины содержащихся в них запасов нефти.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим — могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождении при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим условиям, дает возможность в значительной мере нивелировать неблагоприятные геологопромысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Рисунок 3 – Трехмерная модель геологическая модель месторождения Х объекта Y.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной нефте(газо) насыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).

10м

Рисунок 4 – Часть пласта, показывающая клиноформное строение и расчлененность нижней части разреза пласта Y

Цифровыми данными характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на мезо-, макро- и мета - уровнях.

Рисунок 5 – 3D визуализации залежей полезных ископаемых.

К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

Параметры пласта	Объект Y
Площадь нефтеносности, м	136 652
Средняя глубина залегания кровли (а.о.), м	2316,2
Тип залежи – литологически экранированный
Тип коллектора – терригенный поровый
Средняя общая толщина, м	29,3
Средняя эффектив. нефтенасыщ. толщина, м	6,7
Коэффициент пористости, доли ед.	0,20
Проницаемость, ГДИС/ГИС мкм2*10-3	14.5/26.7
Начальная пластовая температура, 0С	74
Начальное пластовое давление, МПа	23,4
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа*с	2,0
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3	0,811
Абсолютная отметка ВНК, м	2310,6–2328,4
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.	1,09
Содержание серы в нефти, %	2,2
Содержание парафина в нефти, %	2,1
Давление насыщения нефти газом, МПа	8,1
Газосодержание, м3/т	36,5
Коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа	2,0

Таблица 1 – Пример геолого-физических характеристик пласта

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне; чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Рисунок 6 – расположения скважин на месторождении.

1 - скважины;

2 - нагнетательные скважины, действующие;

3 - нагнетательные скважины разрезающих рядов;

4 - изопахиты через 2 м;

5 - внешний контур нефтеносности;

6 - внутренний контур нефтеносности.

Саму разработку залежи можно разделить на 2 основных периода: основной и завершающий. Связь между основным и завершающим периодами лежит в реализации промышленной эксплуатации месторождения. Основной этап сменяется завершающим. Вместе с этим при разработке нефтяной залежи различают четыре стадии: I—нарастающая добыча нефти; II—стабилизация добычи нефти; III—падающая добыча нефти; IV—поздняя стадия эксплуатации залежи.

I стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи УВ. На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление. Чаще всего в этот период разработки основным способом добычи нефти является фонтанный. В случае быстрого падения пластового давления и его приближения к давлению насыщения начинают поддерживать пластовое давление закачкой воды или газа в пласт.

Рисунок 7 – Стадии разработки залежи.

1 — годовой объем добычи нефти Qн;

2 — годовой объем закачки воды Qз;

3 — годовой объем добычи воды Qв;

4 — пластовое давление Pпл;

5 — газовый фактор Gо.

Себестоимость 1 т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со строительством новых скважин, обустройством промысла. Продолжительность периода зависит от величины извлекаемых промышленных запасов; размеров месторождения и величины пластового давления; толщины и числа продуктивных горизонтов; свойств продуктивных пород и самой нефти; наличия средств для разработки месторождения и др. В среднем этот период длится около 4 – 6 лет.

II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах. Стабилизация нефтедобычи на второй стадии начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается:

1) сгущением сетки скважин;

2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления;

3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

II стадия характеризуется минимальной себестоимостью. На этом этапе фонтанные скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет прогрессирующей обводненности скважин. Падение добычи нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. В конце второго этапа увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти, и ее уровень начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50 %. Продолжительность периода составляет около 5–7 лет. Себестоимость добычи нефти в этот период является наиболее низкой.

Для продления II стадии проводят работы по воздействию на призабойные зоны пластов нефтяных и нагнетательных скважин с целью увеличения продуктивности скважин, работы по изоляции притоков пластовых вод и креплению неустойчивых пород призабойной зоны пластов и др. В течение I и II стадий разработки отбирается 40 – 70 % извлекаемых запасов нефти; обе стадии составляют основной период разработки.

III стадия — период интенсивного падения добычи. Третья стадия характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды. В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80…90% промышленных запасов нефти.

Этап заканчивается при достижении 80-90 % обводненности. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из работы в связи с предельной обводненностью. Ежегодно добыча нефти снижается на 10 – 15 %. Из-за значительного уменьшения отборов нефти пластовое давление несколько стабилизируется. Себестоимость 1 т нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин (различные воздействия на ПЗП нефтяных и нагнетательных скважин – ГРП, СКО). Применяют методы увеличения нефтеотдачи пластов. Скорость обводнения скважин при разработке залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды. Поэтому проводят работы по уменьшению значения отношения вязкостей путем загущения закачиваемой воды в пласт, например, добавкой в нее полиакриламида (ПАА). Продолжительность данного периода составляет около 8-12 лет. В течение I, II и III стадий разработки проектируют отбор основных запасов нефти, составляющий 80 – 90 % от промышленных запасов. Поэтому данные стадии можно отнести к основному периоду промышленной эксплуатации залежи.

Как уже было сказано основной период сменяется завершающим периодом, в котором присутствует IV стадия разработки и заключительная.

IV стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами нефти. Четвертая стадия характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго — до тех пор, пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Этот период может длиться очень долго – 20-25 лет, до рентабельности разработки месторождения.

Общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40 – 50 лет.

В целом стадии разработки газовых и нефтяных месторождений одинаковы. Особняком стоит разработка газоконденсатных месторождений, где разработка без поддержания пластового давления для любого периода его разработки устанавливается зависимость годового отбора конденсата и природного газа, обосновывается коэффициент извлечения природного газа и конденсата при достигнутом уровне техники, технологии в данный период. Если разработка газоконденсатного месторождения осуществляется с ППД, то продолжительность периода, во время которого товарным продуктом является газоконденсат, определяется полнотой отбора утвержденных к извлечению из залежи запасов конденсата.

Последующая разработка газоконденсатного месторождения осуществляется как разработка чисто газового месторождения.

Заключительный этап – ликвидация. После того как уровень добычи нефти становится ниже рентабельного, разработку месторождения прекращают, а лицензию возвращают в гос.органы.

Перед тем как вернуть месторождение в ведение государства, нефтяные компании:

• Демонтируют оборудование и сооружения (такие как морские нефтяные платформы, например)

• Переводят скважины в безопасное состояние (ликвидируют или консервируют)

• Обеспечивают сохранение остаточных запасов месторождения

• Очищают и восстанавливают территорию деятельности (почвенный покров, морскую акваторию)

Обобщение опыта разработки газовых залежей, свидетельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. м³ основные показатели динамики добычи газа (продолжительность стадий, степень использования запасов за стадию и др.) изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количестве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных устойчивых поставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторого ограничения темпов разработки в этом периоде.

Продолжительность 1 стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м3 часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20—50 млрд. м3 она длится от 2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет.

Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м3 в большинстве случаев находится в пределах от одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м3 изменяются в пределах от 5 до 30%, с запасами 3—50 млрд. м3 обычно от 5 до 13%, на более крупных залежах примерно от 5 до 8%.

К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения добычи, из большинства объектов отбирается 40—70% балансовых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60—70% балансовых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения добычи отбирается 25—50% извлекаемых запасов, что соответствует всего 15—35% балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение.

На III стадии из газовых объектов отбирают 20—30% запасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях.

IV стадия, завершаемая при приближении к минимальной рентабельной добыче из объекта, так же, как и на нефтяных объектах, по продолжительности соразмерна с первыми тремя стадиями, вместе взятыми.

На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с использованием природных видов энергии, выделяют те же стадии разработки, что и на газовых. При разработке газоконденсатных месторождений с реализацией сайклинг-процесса часть газа, закачиваемого после выделения из него конденсата обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер.

Вопросы поиска закономерностей в динамике показателей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40—50%, а к концу III стадии достигает 90—95% и более. В связи с этим отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца 1 стадии и к концу основного периода могут превышать добычу нефти на II стадии в 4—6 раз и более. В IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.