12. Проектирование разр-ки.

После проведения поисково-разведочных работ и подсчета запасов, месторождения (или отдельные залежи передаются в разработку. Для таких объектов должна быть достоверно установлена след. инф-ция:

• Размеры, форма залежи, положение тект. нарушений, границ выклинивания и замещения пластов;

• Закономерности изменчивости лит. св-в колл-ов, ФЕС, толщин;

• Критерии оценки продуктивных пластов, кондиционные пределы ФЕС;

• Дебиты нефти, газа, воды. Рпл и Рнас, газ. фактор, коэфф. продуктивности скважин и пластов;

• Качество флюидов и попутных компонентов;

• Положение контуров и их изменение во времени;

• Природный режим;

• Запасы нефти, растворенного газа, попутных полезных компонентов;

• Условия для эффективной промышленной разработки.

После установления всех этих параметров начинается проектирование системы разработки – решение комплекса научно-технических задач (эксплуатационное бурение, добыча нефти и газа, методы поддержания пластового давления, геологический контроль за процессом разработки), направленных на эффективное извлечение флюидов с миним. эконом. затратами. В наст. время принят принцип двухстадийного проектирования: на 1 стадии – составляют техн. схему разработки, кот. базируется на первичной геолого-геофизическом материале, полученном после проведения на объекте поисково-разведочных работ; на 2 стадии проектирования составляют проект разработки, который является более обоснованным, т.к., параметры для его написания были получены позднее, следовательно, геологическая модель объекта более изучена.

По своему содержанию эти два документа практически схожи, т.е., содержат:

• Геол. часть (стратиграфию, тектонику, нефтегазоносность, гидрогеологию)

• Технолог. часть – способы эксплуатации скважин, сетка скважин, обоснование системы ППД, комплекс исследований в скважинах и в пластах, текущее состояние разработки и др.

Отличительная особенность проекта разработки, как более позднего документа состоит в том, что степень достоверности и обоснованности параметров, заложенных в проекттные решения более высока, в связи с большей степенью изученности залежи (месторождения). Граф. док-ты, сопровожд. тех. схему и пр. разр-ки: выкопировка из тектон.схемы , структ.карты по основным ОГ, сводный литолого-стратиграф. разрез, структ. карты по продукт. пластам, геол. профиль, карты толщин (эфф, эфф.н/н), карты пористости, проиницаемости, гидропроводности, графики разработки пластов и месторождения в целом.

13. Природный режим залежи.

Прир режим – это совокупность геол усл-й, обеспеч-х передвижение Н или Г к забоям добыв скв. Прир режим формируется в залежи до начала ее разр-ки, но проявляется с началом экспл-ции.

Осн источником пластовой энергии в нефтяных залежах являются:

-Напор пластовых вод.

-Упругость жид-ти и породы.

-Давление сжатого Г в газ. шапке.

-Энергия выделяющегося из Н растворенного газа.

-Собственная сила тяжести нефти.

-Энергия внутр повер-тей пор среды и жид-ти.

Для газовых залежей:

-Энергия и напор расширяющегося газа.

-Напор пластовых вод.

-Упругость газа и породы.

По преобладающему источнику в нефт залежах различают следующие прир режимы:

-Водонапорный.

-Упруго-водонапорный.

-Режим газовой шапки (газонапорный).

-Режим раст газа.

-Режим гравитационный.

По степени восполнения прир энергии первые три режима наз режимами вытеснения, остальные два – режимы истощения прир энергии.

В газовых залежах:

Газовый режим и упруго-водонапорный режим.

Геол факторы, опред-щие формир-е режима в залежи.

-Структурный фактор – размеры структуры, амплитуда, углы падения крыльев и наличие нарушений.

-Гидрогеологический – тип водонапорной системы, степень связи пластов с законтурной обл-ю и между пластами в залежи.

-Литологический – состав, тип коллектора, ФЕС и неоднородность.

-Условия залегания флюидов в пласте – ширина перех зоны, наличие газ шапки, нефт оторочки.

-Св-ва пласт флюидов – г/насыщенность Н, вязкость.

Ко времени сост-я первого проект документа (тех схемы разр-ки) прир режим залежи должен быть установлен однозначно, поскольку от типа режима зависит:

-Выбор системы ППД,

-Опред-е оптим сетки доб скв,

-Опред-е кон вел-ны КИН,

-Прогноз темпов  Рпл,

-Прогноз темпов годовой добычи.

14. Хар-ка водонапор. и упруговод. режимов. ВОДОНАПОР. РЕЖИМ – осн. движ. сила – это напор краевых или подошвенных вод. При данном режиме отбираемый объем нефти полностью компенсируется продвижением в залежь законтурных вод.

Геол. условия проявления режима:

1. Характерен для залежей, приуроченных к инфильтрационным водонапорным системам, в которых для залежей характерна хорошая гидродинамическая сообщаемость между нефтяной частью и законтурной областью.

2. Небольшие размеры залежей.

3. Высокая проницаемость коллекторов как для воды, так и для нефти; относительная однородность коллекторов; отсутствие тектонических нарушений.

4. Малая вязкость нефти

5. Умеренный отбор жидкости из пласта

Динамика показателей разработки

Рпл - характерна тесная связь Pпл и величины отбора нефти (жидкости) из пласта (с увеличением добычи нефти – пластовое давление снижается, при стабилизации добычи - величина Pпл остается на постоянном уровне; при снижении уровня отбора – пластовое давление увеличивается). Но эти колебания незначительны и при прекращении отбора жидкости из пласта величина Pпл восстанавливается до начального уровня.

Рнас –(давление при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ). При данном режиме эта величина не меняется на протяжении всего периода разработки. Pнас << Рпл.

G –Количественное соотношение газообразной и жидкой фаз, полученное в результате дегазации. Отношение объема природного газа к объему дегазированой нефти. (обычно составляет 10-55 м³/м³; до 500 и более).

на протяжении всего периода разработки остается постоянным, так как газ остается растворенным в нефти в течение всего периода разработки.

Qн – изменяется по стадиям. К концу 4 стадии из залежи может быть извлечено от 65 до 80% от возможного нефтеизвлечения, т.е. данный природный режим очень эффективен

Qж - на 1 и 2 стадиях разработки кривые отбора жидкости и нефти практически совпадают, так как добыча нефти не сопровождается добычей попутной воды. Начиная с 3 стадии, величина Qж, как правило начинает увеличиваться, за счет обводнения добывающих скважин и продукции залежи в целом. А к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти достигает 0,5 – 1 и более.

В%- начинает расти со второй стадии, достигая максимальных значений на 3 и 4 стадиях (в зависимости от режима, системы разработки).

КИН для данного режима может составлять 0,65-0,8.

Режим наиболее эффективный из всех. На 1, 2 стадиях разработки залежи, работающей на водонапорном режиме, пластовой энергии достаточно для поддержания высокого уровня добычи без применения системы ППД (закачки).

УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ - Основная движущая сила – упругое расширение горных пород и жидкости при снижении пластового давления. В начальный период разработки именно эти силы являются основными. По мере увеличения отбора жидкости и снижения Рпл в движение вовлекаются всё более удалённые от залежи пластовые воды и напор этих вод становится преобладающим видом энергии. Действие режима проявляется в продвижении краевых (подошвенных) вод, что ведет к постепенному уменьшению объема залежи. В отличие от водонапорного режима, отбор жидкости не полностью компенсируется продвижением законтурных вод, поэтому Рпл медленно падает как в залежи, так и на площади к ней примыкающей. Геологические условия проявления режима

1. Приуроченность залежи к эллизионной водонапорной системе, или к инфильтрационной при условии значительного удаления залежи от области питания, т.е. гидродинамическая связь залежи с законтурной областью слабая.

2. Залегание пласта-коллектора на значительной площади. Низкая проницаемость коллекторов, значительная неоднородность.

3. Относительно большие размеры залежи.

4. Повышенная вязкость нефти

5. превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Динамика показателей разработки

1. Рпл- медленно снижается с течением времени разработки залежи. Интенсивность его падения определяется размерами законтурной зоны; чем меньше площадь законтурной зоны, тем быстрее снижается давление.

2. Рнас.- как и для предыдущего режима остается намного меньше пластового, что позволяет вести разработку некоторое время без системы ППД. Рнас << Рпл.

3. Qн- изменяется по стадиям.

4.В%- рост обводнённости начинается с 1 - 2 стадии. Величина водонефтяного фактора (отношение добытой нефти к добытой воде) достигает 1,5-2.

5.Qж – изменяется в соответствии с Qн и В%.

6.G – остается постоянным, т.к. на протяжении всего периода разработки Рпл не падает ниже Рнас и следовательно весь газ находится в нефти в растворенном состоянии.

7. КИН - составляет 0,5-0,6, т.е. при разработке залежей на данном природном режиме, из них может быть извлечено до 50-60% УВ.

Режим менее эффективен, за исключением первой стадии. В дальнейшем необходимо искуссвенное воздействие на пласт, для поддержания достаточной величины пластового давления

15. Хар-ка газонапор. режима и режима раств. газа.

ГАЗОНАПОРНЫЙ - Основной вид энергии – напор газа, находящегося в газовой шапке. При отборе нефти из пласта происходит снижение Рпл, что вызывает расширение газа в газовой шапке и увеличение ее объема. Поэтому режим проявляется в перемещении ГНК вниз. Расширившийся газ перемещает нефть в пониженные участки пласта – к забоям скважин. При дальнейшем отборе и приближении ГНК к скважине могут происходить прорывы газа в нефтяную часть, что сопровождается резким увеличением газового фактора – G . В дальнейшем, эти скважины начинают фонтанировать чистым газом, и неизвлеченные запасы нефти могут быть потеряны. В скважинах расположенных на значительном удалении от газовой шапки, G - наоборот с течением времени может снижаться, т.к., часть газа, растворенного в нефти при снижении Рпл до Рнас и ниже, переходит в свободное состояние и мигрирует в повышенные участки пласта – в газовую шапку. А попутный газ обогащается все более тяжелыми УВ. Геологические условия проявления режима

1. Режим проявляется в залежах не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью.

2. Наличие в залежи большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти.

3. Значительная высота нефтяной части залежи.

4. Высокая вертикальная проницаемость коллектора

5. Малая вязкость нефтей (= 1,5-2 мПас).

6. Крутые углы наклона продуктивных слабопроницаемых пластов.

Динамика основных показателей разработки

1.Рпл – постоянно снижается. Темпы падения давления в залежи определяются соотношением объемов нефтяной и газовой частей пласта и величиной отбора нефти.

2. Рнас.- сначала равно пластовому, а затем падает ниже этой величины.

3. G – сначала остается практически постоянным, но по мере перемещения ГНК начинает увеличиваться, что приводит к падению темпов добычи нефти.

4. Qн – растет при постояном газовом факторе и начинает падать с его резким увеличением. Среднегодовой темп добычи высокий – 8-10% от величины извлекаемых запасов.

5. В% , Qж – добыча нефти не сопровождается добычей воды.

6. КИН – составляет 0,4-0,5.

РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА- Основной вид энергии – напор газа, выделяющегося из нефти в результате снижения давления в залежи ниже Р насыщения. Выделяющийся газ, расширяясь, вытесняет нефть из пор и движет ее к забоям скважин. Режим проявляется в изолированных залежах, не испытывающих влияние законтурной области. Отбор нефти в таких залежах не компенсируется продвижением законтурных вод. Геологические условия проявления режима:

1. Отсутствие гидродинамической связи залежи с законтурной областью.

2. Значительное газосодержание нефти.

3. Низкая величина начального пластового давления.

4. Близкие значения Рпл и Рнас.

Динамика основных показателей разработки

1. Рпл в залежи интенсивно снижается вследствие отбора жидкости из пласта, поэтому разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением в залежи увеличивается.

2. G – промысловый газовый фактор в начале разработки остается постоянным. Далее с увеличением количества выделившегося из нефти растворенного газа (до 7%), величина газового фактора резко возрастает до значений в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. (Это происходит потому, что снижается фазовая проницаемость коллектора для нефти и увеличивается для газа.) Затем, вследствие полной дегазации нефти происходит закономерное снижение газового фактора.

3.Qн- после достижения максимального уровня начинает уменьшаться. Изменение данного фактора происходит в соответствии с изменением G.

4.В% и Qж- добыча нефти практически не сопровождается добычей попутной воды.

5.КИН – составляет 0,2-0,3 (а при небольшом газосодержании нефти еще меньше – 0,1-015).

16. Хар-ка режимов в газ. залежах.

ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ- движущая сила – это потенц. энергия газа, расширяющегося в пласт. условиях при снижении в залежи Р.

Геологические условия проявления режима:

1. Характерен для залежей, приуроч. к инфильтрац.и эллизион. водонапорным системам, но вследствие низкой проницаемости пород для воды (но достаточной для газа) гидродин. сообщаемость м/у газ. частью и законтур. обл отсутствует.

2.Большие размеры залежей – режим хар-н для многих крупных газ. мест-ий.

3.Выс. прониц-сть коллекторов для газа и недостаточная для перемещения воды

4.Объем залежи практически не меняется, т.е. ГВК занимает постоянное положение.

Динамика показателей разработки

Pпл в залежи непрерывно снижается, но запаса энергии достаточно для полной выработки залежи. Для этого режима характерна прямопропорциональная зависимость между Qг из залежи и снижением Рпл.

Qг – изменяется по стадиям. Режим позволяет поддерживать высокие темпы добычи - 8-10% в год от нач. запасов. При добыче газа, добычи попутной воды практически не происходит (в противном случае выявление источника её поступления определяют специальными геологопромысловыми исследованиями; это очень усложняет эксплуатацию скважин).

КИГ – 0.9-0.97, что говорит о высокой эффективности природного режима.

УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ - движущие силы – упругие силы газа и напор краевой воды, поэтому режим правильнее называть газоводонапорным.

Геологические условия проявления режима:

1. Характерен для залежей, приуроч. к инфильтрац. и эллизион. водонап. системам, сущ-ет гидродин. сообщаемость между газ.частью и законтур. областью. При этом, чем активнее вода замещает отобранный газ, тем медленнее падает Р.

2. Высокая проницаемость колл-ров как для газа, так и для воды.

3. Объем залежи постепенно уменьшается, т.е. отмечается подъем ГВК.

В нач. стадию разработки наиболее активно проявляет себя газ. режим. По мере падения Рпл (на 30% от начального и больше) возрастает роль водонапорного режима.

Отбор газа на этой стадии разработки компенсируется продвижением в продуктивную часть пласта воды. Масштабы внедрения пласт. воды в залежь хар-ся коэффициентом возмещения, который равен отношению объёма воды, внедрившейся в залежь за определённый период времени к объёму газа отобранному за этот же период.

Квозм=Vв/Vг, чем выше коэффициент возмещения, тем больше влияние водонапорной составляющей режима.

Динамика показателей разработки

Pпл в залежи снижается, но более медленно, чем в предыдущем режиме. Интенсивность падения Рпл зависит от активности законтурной зоны, проницаемости коллекторов, размеров газоводяной зоны, темпов добычи газа, темпов разработки соседних залежей и др.

Qг – изменяется по стадиям. КИ газа при данном режиме от 0,5 до 0,95 в зависимости от сложности геологического строения продуктивных пластов.

В связи с внедрением в залежь пластовой воды в процессе отбора газа, продукция скважин начинает обводняться еще на ранних стадиях разработки. Вода в залежь поступает по выработанным высокопроницаемым прослоям, вследствие неоднородности пластов. Поэтому доб. скв. отключают от эксплуатации в достаточно большом кол-ве и для поддержания темпов добычи на протяжении всего периода эксплуатации ведут бурение доп. скв.