История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

При водонапорном режиме характер изменения приведенного пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме. Теоретически при жестководонапорном режиме постепенно уменьшается объем залежи, занятый газом, и имеет место полное

При упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в процессе разработки газовых месторождений в этом случае в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (кр.3). Это объясняются незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь. Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной

В частности, по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.

Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Проект опытно-промышленной разработки составляют для испытания новой

технологии извлечения углеводородов из месторождения.

Вкачестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

−проекты пробной эксплуатации (ППЭ),

−технологические схемы разработки и дополнения к ним,

−проекты разработки и дополнения к ним,

−технологические схемы опытно-промышленных работ (ОПР) на отдельных участках и залежах,

консорциум н е д р а

− авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним (далее – авторский надзор). Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков, находящихся на любой

стадии разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии

разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ – до 7 лет.

Для оценки эффективности технических средств и технологий нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом

месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы по их испытанию на эксплуатационных объектах

месторождения.

Технико-экономические показатели разработки участков ОПР определяются на весь расчетный период по эксплуатационным объектам

иместорождению в целом (табл. 28, 29, 31).

Сточки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.

При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырех лет.

консорциум н е д р а

изменяют в случае целесообразности и возможности систему и технологию разработки месторождения. В проекте более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей среды. Проект опытно-промышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового метода разработки в конкретных пластовых условиях месторождения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание уделяется в нем точному определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения из недр и сравнить его с традиционными методами разработки.

Методы оценки нефтеотдачи пластов (статистические методы)

Коэффициент извлечения нефти формируется коэффициентом охвата пласта и коэффициентом вытеснения нефти.

Модели пластов подразделяются на детерминированные (обусловленные) и вероятностно-статистические.

Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойств пластов, но количественно характеризуют их основные особенности. К их числу относятся модели однородного, слоистого, трещиноватого и трещиновато-пористого пласта.

Зная влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей можно уже на ранней стадии изучения нефтяного месторождения осуществить прогноз эффективности заводнения по специальным статистическим моделям, полученным методом многофакторного корреляционного анализа.

Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья и некоторых месторождений Западной Сибири с терригенными коллекторами рекомендуется следующая статистическая модель:

консорциум н е д р а

= 0,195-0,0078µо + 0,082ℓgK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп –

-0,054Qвнз + 0,275Sн – 0,00086S .

К - средняя проницаемость в дарси,

t0 - начальная пластовая температура в °С,

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,

Кп - коэффициент песчанистости, доли единицы,

Qeнз- отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи,

Sn - начальная нефтенасыщенность пласта,

S - плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин.

Коэффициент множественной корреляции приведенного статистического уравнения равен 0,886. Показатели, включенные в это уравнение, контролируют 78,6% фактической изменчивости нефтеотдачи пластов. Средняя квадратичная погрешность определения коэффициента нефтеотдачи пластов составляет ± 0,04.

Для месторождений Урало-Поволжья с карбонатными коллекторами имеется следующая статистическая модель:

= 0,405 - 0,0028µн + 0,052ℓgK · 103 + 0,139Кп – 0,15Кр – 0,00022S

консорциум н е д р а

1.Определить ожидаемые извлекаемые запасы нефти и сравнить их с утвержденными.

2.Определить эффективность от внедрения различных физико-химических и гидродинамических методов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.

Для всех характеристик строится зависимость между параметрами, входящими в уравнение, которая на последнем участке

аппроксимируется прямой линией. Далее экстраполируют эту прямую, в предположении, что прямолинейность сохраняется.

Деформационные изменения в продуктивном пласте

Деформация пород при разработке – прямое следствие изменения давления в залежи.

Энергия – это физическая величина, определяющая способность тел совершать работу. Работа, применительно к нефтедобыче, представляется как разность энергий или освободившаяся энергия, необходимая для перемещения нефти в пласте и дальше на поверхность. Различают естественную и в случае ввода извне, с поверхности искусственную пластовые энергии. Они выражаются в виде потенциальной энергии как энергии положения и энергии упругой деформации.

Потенциальная энергия положения:

Еn = Мghст,

где М – масса тела (пластовой или закачиваемой с поверхности воды, нефти, свободного газа); g – ускорение свободного падения; hст – высота, на которую поднято тело по сравнению с произвольно выбранной плоскостью начала отсчета (для жидких тел это гидростатический напор).

Поскольку масса тела:

М = Vp, ghст = p,

то энергия положения равна произведению объема тела на создаваемое давление:

Е n = Vpghст = Vp,

где, р – плотность тела.

консорциум н е д р а

Чем больше масса тела и высота его положения (напор) или объем тела и создаваемое им давление, тем больше потенциальная энергия положения.

Потенциальная энергия упругой деформации

среды.

Следовательно, чем больше упругость и объем среды (воды, нефти, газа, породы), давление р и возможное снижение давления Основными источниками пластовой энергии являются: напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного

газа в нефти после его выделения из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Эти силы проявляются совместно или раздельно.

Таким образом энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь нефти.

При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

консорциум н е д р а

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (Pпл/Z)- Q, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа;

Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.

Снижение пластового давления в разрабатываемых газовых залежах в процессе их разработки приводит к важным последствиям.

При взаимодействии залежей с законтурной областью снижение пластового давления в залежах, особенно в крупных, оказывает влияние на состояние пластового давления во всей водонапорной системе, к которой они приурочены. В результате расположенные вблизи разрабатываемых новые залежи к началу их освоения могут иметь пластовое давление, пониженное по сравнению с начальным давлением в водонапорной системе. В одновозрастных отложениях может также наблюдаться взаимодействие разрабатываемых залежей, выражающееся в заметном несоответствии скорости снижения пластового давления темпам отбора газа.

Одно из важных последствий падения пластового давления—постепенное снижение дебита скважин в процессе разработки. В отличие от нефтяных скважин снижение дебита газовых скважин при падении давления происходит даже при сохранении постоянной депрессии на забое скважины. Это обусловлено нарушением линейного закона фильтрации вследствие весьма высоких скоростей движения газа в прискважинной зоне.

консорциум н е д р а