Введение в разработку месторождений нефти и газа
Эффективность системы разработки Коэффициент извлечения нефти
КИН |
Nизв |
Причины неполного извлечения нефти |
|
|||
|
|
|
|
|||
|
• |
Капиллярно-удерживаемая |
нефть |
(силы |
поверхностного |
|
|
Nгеол |
натяжения на границе нефть-вода/нефть-порода сильнее, чем |
||||
|
|
|
силы вытеснения нефти) |
|
|
|
|
|
• |
Неполное вовлечение запасов нефти в разработку (защемленные |
|||
|
|
|
участки) |
|
|
|
31
Введение в разработку месторождений нефти и газа
Эффективность системы разработки Коэффициент извлечения нефти
Для месторождений, находящихся в разведке (категория запасов С1 и С2 ), расчет извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата (КИН, КИГ, КИК) осуществляется на основании технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в Проекте пробной эксплуатации месторождений (залежей), утвержденному в установленном порядке, и экспертных оценок или упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения:
•эмпирических методов;
•покоэффициентного метода;
•метода аналогий
32
Введение в разработку месторождений нефти и газа
Эффективность системы разработки Коэффициент извлечения нефти
КИН Квыт Кохвплощ Кохвверт
Коэффициент охвата по площади – это отношение площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади пласта
Зависит от:
•Сетки скважин и ее плотности
•Накопленного объема закачанной воды
•Неоднородности свойств пласта
•Наличия трещин в пласте
•Распределения давления в пласте
•Скорости закачки
Способы повышения :
•Увеличение плотности сетки скважин (уплотняющее бурение, зарезки боковых стволов и т.д.)
•Проведение гидравлического разрыва пласта
• Применение полимерного или щелочного заводнения |
33 |
Введение в разработку месторождений нефти и газа
Эффективность системы разработки Коэффициент извлечения нефти
КИН Квыт Кохвплощ Кохвверт
Коэффициент вытеснения – это отношение количества нефти, вытесненной при длительной промывке порового объема коллектора, к начальному количеству нефти в этом же объеме. Определяется в лабораторных условиях
Зависит от:
Способы повышения К выт:
•Вязкости нефти и воды
• |
Относительных проницаемостей |
• Закачка |
поверхностно-активных веществ (ПАВ), |
|||
• |
Типа смачиваемости |
|
микроэмульсий, газов высокого давления |
|||
• |
Агента вытеснения |
• |
Снижение |
вязкости |
нефти (тепловое |
воздействие, |
• |
Скорости закачки |
|
закачка СО2) |
|
|
|
• |
Накопленной закачки воды |
• Водогазовое воздействие (поочередная закачка |
||||
• |
Поверхностного натяжения |
|
оторочек воды и газа) |
|
|
|
• |
Перепада капиллярного давления |
• |
Ослабление |
молекулярных |
связей |
|
|
|
|
(вибровоздействие, |
воздействие |
физическими34 |
|
|
|
|
полями – акустика, электричество, магнетизм) |
|||
Введение в разработку месторождений нефти и газа
Для повышения КИН и показателей эффективности разработки
Проводят геолого-технические мероприятия - ГТМ
35
Введение в разработку месторождений нефти и газа
ГТМ
Тяжелые ГТМ
Бурение новых скважин является, пожалуй, одним из ключевых и самых затратных мероприятий на месторождениях
Крайне важен предварительный выбор системы разработки на подготовительном этапе проектирования разработки – перебуривать по-новой – слишком дорогое удовольствие!
36
Введение в разработку месторождений нефти и газа
ГТМ
Зарезка бокового ствола является частичной альтернативой бурению новых скважин, при этом необходимо понимать ряд важных моментов:
1)Диаметр второго ствола меньше основного, что, как правило, не дает возможности спуска насоса во второй ствол -> не удастся достигнуть низкого забойного давления
2)Следует учитывать общий срок службы скважин – бурение на скважинах, отработавших уже более 20 лет с целью работы еще такого же и большего кол-ва времени практически неосуществимо из здравой логики
3)Является капиталоемким мероприятием, что в свою очередь требует тщательной проработки цели бурения на основе анализа выработки пластов и расчета экономической эффективности
4) Далеко не все профили вторых стволов технически |
|
реализуемы |
37 |
|
|
Введение в разработку месторождений нефти и газа
ГТМ
ГРП – увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта. Достигают этого путем закачки в пласт вязких жидкостей с большим расходом и под большим давлением (выше давления разрыва пород). В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
Проведение гидравлического пласта является неотъемлемой частью разработки низкопроницаемых и высокорасчлененных коллекторов, но также применяется и в высокопроницаемых для увеличения площади охвата и интенсификации добычи
ГРП проводят на наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.
В скважинах может проводиться один или несколько ГРП |
|
(несколько пластов, многостадийный ГРП в |
38 |
горизонтальных скважинах) |
Введение в разработку месторождений нефти и газа
ГТМ
ПВЛГ/ПНЛГ – на скважинах, пересекающих несколько продуктивных пластов, вскрытие дополнительного пласта (выше или ниже лежащих) с закрытием работающего интервала Приобщение - на скважинах, пересекающих несколько продуктивных
пластов, вскрытие дополнительного пласта (выше или ниже лежащих) без закрытия работающего интервала
Как правило, разработку месторождения начинают с нижних продуктивных пластов. По мере их истощения скважины переводят на вышележащие продуктивные пласты, не охваченные разработкой. Это делается в случае, когда бурение самостоятельной сетки скважин на объект экономически нецелесообразно или/и вовлечения запасов в разработку и их интенсификация на разбуренных объектах
По Правилам охраны недр следует вести раздельный учет продукции по каждому объекту |
|
разработки. Это необходимо для того, чтобы можно было отследить выработку запасов по |
|
каждому объекту и оценить достигнутый КИН. |
|
Если нижележащий продуктивный горизонт далек от истощения, а выше/ниже него существует |
|
еще один нефтенасыщенный пласт, выделенный в отдельный объект разработки, то применяют |
|
специальное оборудование, позволяющее в одной скважине одновременно эксплуатировать |
|
разные объекты разработки с раздельным учетом продукции по каждому объекту. |
39 |
|
Введение в разработку месторождений нефти и газа
ГТМ
Перевод скважин под нагнетание (перевод в ППД) - изменение характера работы скважины с добычи жидкости на закачку воды с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти водой
Данные мероприятия проводят в следующих основных случаях:
1)С целью формирования площадной системы разработки и заводнения (проектный перевод)
2)С целью оптимизации системы разработки и изменения направления фильтрационных потоков
3)Сброс излишков подтоварной воды
40