vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Цели и задачи разработки нефтяных и газовых месторождений.

В условиях рыночных экономики в разработку нефтяных и газовых месторождений вовлечены многочисленные участники, поэтому на формирование целей разработки месторождений нефти и газа, а следовательно и целей проектирования влияют не только объективные причины (обстановка в мире, цены на нефть), но и субъективные факторы (интересы фирм и т.д.)

Эти цели противоречивы. Часть из них может быть решена на стадии проектирования.

Под целью понимают будущий результат деятельности Ф-О по разработке нефтяных и газовых месторождений желательный для 1-го или нескольких участников разработки, который может быть достигнут за конечный срок разработки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Средством достижения поставленных целей РНГМ служат механизмы, технология

и способы функционирования СР.

Рациональный проект РНГМ – это такой проект, который в наибольшей мере

удовлетворяет поставленным (и в общем случае противоречивым) целям разработки.

К кардинальным вопросам разработки нефтяных месторождений авторы работы относятся следующие: выделение ЭО; установление оптимальных размещения и плотности сетки скважин; принципы выбора МВ на залежь; последовательность разбуривания месторождений с неоднородными пластами; выбор рационального варианта разработки.

Набор основных задач РМУ в целом уже достаточно определен и устойчив. Задача многоцелевого системного проектирования разработки нефтяного месторождения (МСП РНМ), включает следующие этапы:

формализация задачи проектирования с идеализацией объекта разработки;

структуризация проектных условий;

непрерывное уточнение проектных условий.

Переменные проектирования определяют область допустимых значений. Критерии проектирования ограничивают область допустимых решений задачи. Под критерием (или системой критериев) понимается мерило, в качестве которого используется степень соответствия результатов поставленной цели (по С.И. Ожегову). Алгоритм последовательности построения и решения задачи МСП РНМ состоит из формирования глобальных целей решения задачи, набора задач, отвечающих достижению глобальных целей, множества глобальных критериев выбора эффективных решений; установления последовательности решения задач, переменных, критериев проектирования и локальных критериев выбора; выбора рационального варианта разработки. Решение задачи МСП РНМ состоит из следующих этапов: определение множества вариантов проектных решений; определение более узкого (парето-оптимального) множества вариантов проектных решений; выбор рациональных вариантов проектных решений с учетом предпочтений ЛПР (см. рис. ).

Рис. Постановка задачи многоцелевого системного проектирования разработки месторождений углеводородов (МСП РНМ)

Оценка проектного решения проводится не по одному отдельно взятому критерию, а по совокупности критериев, удовлетворяющих противоречивым целям разработки нефтяного месторождения. Эти противоречия возникают из-за того, что система разработки нефтяного месторождения должна удовлетворять стремлениям нескольких

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

участников, заинтересованных в результатах освоения: фирмы-оператора, местных органов власти, государства, потребителя и др. (см.рис).

Цели этих участников не всегда совпадают. Поэтому такая система является компромиссным решением, соответствующим заявленным целям участников в наибольшей мере. Так, фирма-оператор преследует цели максимизации прибыли и минимизации инвестиций; местные органы власти максимизации налогов, отчислений, платежей, штрафов в местный бюджет и минимизации экологических последствий; государство максимизации использования ресурсов УВ и максимизации отчислений. Из простого сопоставления этих целей видно, что они противоречат друг другу.

Предположим, что ищутся проектные решения в пространстве двух переменных a1 и a2. В этом случае последовательность определения парето-оптимального множества

решений будет следующая. Пусть переменные имеют соответствующие области допустимых значений: a1* < a1 < a1* и a2* < a2 < a2*. И пусть качеcтво проектных решений взвешивается или оценивается по двум критериям F1 = F1 (a1, a2) и F2 = F2 (a1, a2), тогда множество всех допустимых проектных решений разработки залежи B, отображенное в пространстве критериев (F1, F2), будет иметь вид, показанный на рис. 2,

а. Пусть существуют критерии проектирования (или функциональные ограничения), которые ограничивают область допустимых значений переменных a1 и a2 (например,

рассматриваются только те значения a1 и a2, которые характерны для исследуемого нефтесодержащего пласта). В этом случае множество проектных решений в пространстве критериев (F1, F2) значительно сузится: G B (см. рис. 2, б). Существуют ограничения,

которые накладываются и на критерии выбора F1 и F2: F1* £ F1 £ F1* и F2* £ F2 £ F2*. Полученное множество проектных решений будет существенно меньше G: D Ì G Ì B (см. рис. 2, в). Наконец, в полученном пространстве можно определить паретооптимальные решения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 2 Этапы решения задачи МСП РНМ

Def.1. Точка C называется оптимальной (максимальной) точкой по Парето, если не существует такое Ci Î D, что F(Ci ) > F(C). Такое множество P Ì D называется парето-

оптимальным, если оно состоит из всех оптимальных, по Парето, точек (см. рис. 2, в).

Классическая теория принятия решений обычно имеет дело с системой альтернативных действий, охватывающих пространство решений, и с системой выводов, охватывающих пространство выводов (заключений). Действие, обозначающее вывод, должно быть ожидаемо из каждого альтернативного действия. Целевая функция (или функция полезности) определяет эти выводы в соответствии с их желательностью.

В принятии решений существуют различные подходы. Решения могут быть одностадийными или многостадийными; приняты одним лицом или группой лиц; однокритериальные или многокритериальные. Проблемы принятия решений экстенсивно изучаются при помощи статистических методов математического программирования (линейного и нелинейного) и техники многокритериального принятия решений. Следует отметить, что в большинстве случаев на ранних стадиях разработки имеется недостаточная (или неадекватная) информация по скважинам для генерации достоверных геологических моделей подсчета запасов и разработки. В этом случае многокритериальный подход, основанный на теории нечетких множеств и экспертных оценках, является наиболее адекватным исходным условиям моделирования залежи, нечетким по своей природе. Процесс разработки месторождений нефти и газа

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рассматривается в сложных геолого-технических системах как многокритериальный процесс принятия решений. К настоящему времени накоплена значительная специализированная информация о процессах и технологиях при разработке нефтяных месторождений (НМ). При этом опыт применения широко используемых технологий (заводнение и др.) позволил сформировать целостную систему критериев для достижения экономической и технологической успешности их осуществления.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Порядок разработки месторождений нефти

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Необходимый перечень работ до начала строительства на месторождении.

1.Технико-экономическое обоснование (ТЭО) инвестиций на разработку месторождения.

2.Проект разработки месторождения (технологическая схема разработки).

3.Задания на проектирование :

-строительство эксплуатационных скважин (бурение), -обустройство месторождения

4.Акт выбора трасс и площадок (со схемой трасс и площадок М 1:25000) готовит проектная организация совместно с заказчиком

5.Договор на проектно-изыскательские работы на обустройство месторождения готовит проектная

организация, заказчик проводит экспертизу

6.Сбор технических условий для проектирования собирает заказчик и передает проектной организации.

7.Проект обустройства месторождения выполняет проектная организация согласно договора и технических условий.

8.Проект на строительство эксплуатационных скважин (бурение скважин).

9.Экспертиза проектов:

-экологическая

-историко-культурных памятников

10.Отвод земли.

10.1.Заказчик подготавливает земельное дело, за землю занимаемую под обустройство:

11. Производство работ по реализации проекта.

Необходимый перечень работ, выполняемых при обустройстве месторождении

1.Подготовка территории строительств;

Заказчик заключает договора подряда на строительство объектов обустройства с одним или несколькими подрядчиками. Подрядчики в пределах отведенной земли под объекты строительства подготавливают карьер песка, который необходим для отсыпки площадок кустов скважин, одиночных разведочных скважин, площадок ДНС, КНС и других объектов. Подрядчик производит разбивку геодезической сетки, делают подсыпку песка под временные здания и сооружения, рекультивацию земель после строительства (трубопроводы, ЛЭП, дороги, линии связи и телемеханики) и сдает их землепользователям:

2. Основные объекты строительства:

К ним относятся:

2.1. Комплекс площадочных сооружений (ДНС, ЦТП и тд.)

Комплекс сооружений на площадке ДНС.

Традиционная технологическая цепочка обработки жидкости :

Продукция скважин, поступившая по нефтесборным сетям на ДНС (дожимная насосная станция), через устройство предварительного отбора газа (УПО) поступает в сепаратор первой ступени, где происходит сепарация газа. Затем жидкость поступает в сепаратор-буфер для дальнейшего разгазирования с последующей откачкой насосами через узел замера в напорный нефтепровод.

Газ из УПО и сепаратора 1 -й ступени сепарации поступает для очистки от капельной жидкости и механических примесей в газосепаратор, затем из него, проходя - через узел регулирования объединяется с газом, выделяющимся в буфере-сепараторе и через узел учета подается в газопровод или на автономную электростанцию для выработки электроэнергии и на котельную для выработки тепла.

В аварийной ситуации сброс газа из сепаратора 1-й ступени, предусмотрен на факел. Опорожнение аппаратов, сброс дренажных стоков, утечек с сальников насосов предусматривается в аварийную подземную емкость. Откачка из неё выполняется в аварийный нефтяной резервуар.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Откачка нефтяной эмульсии (разгазированной жидкости) в напорный нефтепровод, а также раскачку аварийного нефтяного резервуара осуществляется насосами.

Количество насосов рассчитывается с учетом объема перекачиваемой жидкости. На ДНС устанавливается узел замера нефтяной эмульсии.

Факел оборудован системой розжига и контроля.

Для предотвращения внутренней и внешней коррозии поверхности нефтепроводов предусмотрена система защиты.

Для предотвращения гидратообразования в газопроводе предусматривается ввод метанола в газопровод.

2.2 .Система поддержания пластового давления (КНС кустовая насосная станция) для закачки воды в нагнетательные скважины через высоконапорные водоводы для поддерживания пластового давления (Водозабор и т.д.) при добыче нефти из скважин сооружается целая система (система ППД), которая состоит из:

1.Водозабора (речной воды или артскважины)

2.Низконапорного водовода

3.КНС или БКНС (кустовая насосная станция или тоже блочная)

4.Высоконапорных водоводов

Водозабор представляет собой:

-система насосов для забора воды из реки

-водовода до насосной 1-го подъема

-насосной 2-го подъёма для прокачки набранной воды по низконапорному водоводу до КНС.

2.3.Объекты энергоснабжения месторождения (ВЛ – 6 кВ, КТП, РУ, и т.д)

2.4.Обустройство кустов скважин (разведочных скважин и т.д)

После отсыпки площадки (куста) скважин (инженерная подготовка) и окончания бурения скважин на кусте производится обустройство состоящее из следующих работ:

-обвязка всех скважин на кусте. Строятся выкидные линии от каждой скважины до групповой замерной установки (ГЗУ)

-устанавливается (монтаж) ГЗУ на которой производится замеры дебитов из каждой скважины по очереди по жидкости и газу.

-устанавливается блок гребенок (БГ) для замера и распределения воды закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины.

-обвязка нагнетательных скважин и присоединение к БГ. -установка КТП 6/0,4 кВ

-установка станков-качалок для механической добычи нефти из скважин.

Количество скважин в кусте различное и определяется проектом разработки.

2.5. Система внешних трубопроводов.

2.6.Внутри промысловые трубопроводы

2.7.Обустройство устьев разведочных скважин (производится аналогично обустройству куста скважин, но все только для одной скважины.)

3.Объекты подсобного и обслуживающего назначения.

3.1.Вахтовый поселок.

3.2.2. Материально-технический склад 3.2.4. Резервуары для хранения ГСМ 3.2.7. Опорный пункт бригады

4.Объекты транспортного хозяйства и связи

5.Объекты энергетического хозяйства

5.1.Автономная электростанция (при необходимости) 5.2.Например: ВЛ-6кВ на кусты скважин

5.3.Например: ВЛ-35кВ или ВЛ-110кВ подстанции и т. д. на месторождении

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Pc0 = 60÷6000 Па = 0,06÷6,0 кПа = 0,00006÷0,006 МПа Для глинистых пород покрышек

(r ~10A0 ≈10-9 м) Pc0=60 МПа

Зная характерные размеры r –среднего размера пор для основных литологических типов пород, можно найти характерное значение капиллярного давления.

4.Характерное значение капиллярного давления в решающей мере определяют

-статус теории 2-х фазной фильтрации;

-роль капиллярных сил в процессах извлечения углеводородов.

5.На процесс разработки влияют:

Где L - характерный размер элемента разработки, сотни метров. вода ρв = 1000кг/м3

ρн = 800кг/м3 ∆ρ = 200кг/м3 g = 10м/с2

Gg = 200 кг*м-3*10м*с-2 = 2000кгм-2с-2=2000кгм/с2*1/м3 = 2000Н/м3=2000Па*м-1

Gv = ∆P/L = 10*106 Па/ 103м = 104Па*м-1

Характерная депрессия ∆P = 10МПа = 10*106Па

L = 103м

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Или Gv = u*μ/k = 10-5 м/с * 10-3 Па*с / 10-12м2 = 10-510-3 / 10-12 = 104 Па*м-1 u – характерная скорость вытеснения u=1÷10 см/сут

Пусть u=8,64 см/сут = 8,64 *10-2 / 8640с = 10-2*10 -3 = 10-5м/с μв = 1мПа*с = 1* 10-3 Па*с

k = 10-12м2

6.Характерные размеры

6.1.гравитационно-капиллярный : lg = Pc0/Gg ; для пород коллекторов lg=0.03÷3м

6.2.вязкокапиллярный: lv = Pc0/Gg ; для пород коллекторов lv=0,06÷6м

Песчаник: lg = 600Па/2000Па*м-1 = 0,3м lv== 600 Па/1000Па*м-1 = 0,6м ;

Замечания

1.Характерный размер значительно меньше расстояний между скважинами L (но одного порядка с ПЗС). Это определяет несущественность вклада капиллярных сил в движущий перепад давления.

2.Значительно больше характерный значений размеров пор d

d = 10*10-6м = 10-5м

Это определяет малость локальных отклонений от капиллярного равновесия под действием внешних сил – силы тяжести и гидродинамического перепада давления.

3.Отсюда вытекает, как в равновесии (случай 2) так и в ходе вытеснения (случай 1) распределение фаз в поровом пространстве определяются капиллярными силами

=>

а) т.е. насыщенность оказывается единственным аргументом определяющих

функций модели двухфазной фильтрации

б) локальное преобладание капиллярных сил настолько существенно, что движение одной фазы не оказывает существенного влияния на движение другой:

- скорость фильтрации фазы зависит только от собственного градиента давления.

4.Кривые фазовых проницаемостей и капиллярного давления имеют критические значения S: S* и S*, где S* = 0,2÷0,4; 1-S* = 0,2÷0.4 (NB - механизмы определяющие изменения этих величин являются основополагающими для МВ на НМ)

5.Изучение универсальных свойств кривых фазовых проницаемостей и основных определяющих их параметров являются предметом изучения микромеханики.

6.Существенно важным направлением является поиск зависимости кривых капиллярного давления и фазовых проницаемостей. Если удается найти универсальную зависимость, то отпадает необходимость в проведении трудоемких определений фазовых проницаемостей. Ki = Ki(Pc)

Модели пористой среды

1.модели пучка параллельных капилляров

2.сеточные модели

3.моделирование формы пор с учетом соотношений между сужениями и расширениями

4.моделирование капилляров с шероховатой стенкой, длинных и узких капилляров

5.моделирование капилляров некруглого сечения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-обнаружена способность фронта нагнетаемого газа вытеснять остаточную (дисперсную) нефть на третичной стадии разработки

-это связано со способностью остаточной нефти растекаться на поверхности раздела между пленкой воды, смачивающей пористый скелет,и закачиваемым газом.

-вытеснение нефти (конденсата) окажется тем более эффективным, чем медленнее происходит продвижение фронта, что реализуется при закачке газа в верхнюю часть массивных залежах.

Микромеханика пен

а) попытки описать фильтрацию пен уравнением двухфазной фильтрации неньютоновской жидкости неадекватна реальности, т.к. в пористой, тонкодисперсной среде пена не может двигаться как сплошная однородная жидкость, хотя бы и обладающая сложным реологическим поведением.

б) основной механизм блокирующего действия пен

-перекрытие каналов фильтрации газа капельками пены

-проницаемость для воды остается прежней

-проницаемость по газу на порядок ниже обычной фазовой проницаемости

в) степень перекрытия каналов определяется балансом между рождением и гибелью ламелл.

Рождение происходит либо при дроблении газовых пузырей на сужениях пор либо вследствие смыкания жидкого кольцевого слоя в его сужениях.

Гибель ламелл происходит

-либо вследствие их утоньшения и разрыва (зависит от ПАВ)

-либо из-за разрыва (выталкивания) ламелл перепадами давления газа.

2. Адекватное микроскопическое описание поведения пен должно включать -уравнение динамики популяции ламелл, основанными на анализе тонких механизмов первичной генерации ламелл пены, их устойчивости и гибели.

Перколяционные модели

а) Теория перколяции – раздел физики неупорядоченных систем, которая описывает процессы переноса на основе эмпирических и частично обоснованных теоретически топологических и геометрических «путей протекания» б) неупорядочные системы характеризуются

-пороговым характером проводимости

-случайным распределением отдельных проводимых элементов.

в) проводимость неупорядоченных систем вблизи порога перколяции определяется универсальным законом

σ = const(x-xc)t

x – вероятность перколяции (доля проводимых связей) xc – ее пороговое значение ( порог перколяции)

t – универсальный критический показатель ≈1,7

г) следует ожидать такого же асимптотического поведения Ki (S) вблизи критических насыщенностей S* и S* (Gennes P.G.(1983))

д) вопрос не тривиален т.к.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-результаты теории перколяции относятся к сеткам однородных по проводимости элементах, и при 2-х фазной фильтрации проводимость каналов изменяется в широких пределах.

-с другой стороны прямые расчеты подтверждают универсальность поведения фазовых проницаемостей вблизи критических насыщенностей (Entov V.M. et al(1990))

-универсальность может быть получена из модели бесконечного проводящего кластера Шкловского.

Вблизи порога протекания скелет кластера представляет собой весьма редкую сеть проводящих цепочек, каждая из которых содержит весьма большое (стремящееся к бесконечности при приближении к порогу перколяции) число связей. Это означает, что все эти цепочки статистически одинаковы и проводимость должна следовать универсальному закону для однородных сеток.

Литература:

Ентов В.М. Микромеханика течений в пористых средах. - МЖГ, №6, 1992, с.90-102

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАТЕГОРИЙ ЗАПАСОВ,

ПРИНЯТЫЕ ОБЩЕСТВОМ ИНЖЕНЕРОВ-НЕФТЯНИКОВ (SPE)

И ВСЕМИРНЫМ НЕФТЯНЫМ КОНГРЕССОМ (WPC)

ПРЕАМБУЛА

Нефть1 является основным всемирным источником энергии и ключевым фактором, обеспечивающим поступательное развитие мировых экономик. Для правительств и нефтяной индустрии при планировании крайне важно иметь обоснованную оценку объёмов нефти, доступных для добычи, а также объёмов, которые могут стать доступными для извлечения в течение разумного периода времени в результате реализации дополнительных мероприятий по разработке, внедрения новых технологий или геологоразведочной деятельности. Чтобы получить такую оценку, необходимо, чтобы в нефтяной промышленности была принята единообразная номенклатура для оценки существующих и будущих объёмов нефти, которые предполагается извлечь из естественных подземных скоплений. Такие объёмы определяются как "запасы" и их оценка представляет собой большое значение для правительств, международных учреждений, экономистов, банкиров и международной энергетической промышленности.

Терминология, используемая при классификации нефтяных субстанций и различных категорий запасов, много лет является предметом большого количества исследований и обсуждений. Первые попытки привести терминологию запасов к единым стандартам, были сделаны в середине 1930-х, когда Американский нефтяной институт принял к рассмотрению классификацию нефти и определения различных категорий запасов. С тех пор достижения в области науки и техники способствовали появлению более точных инженерно-технических методов для определения запасов, повысив тем самым необходимость в создании более качественной номенклатуры для достижения единообразия среди профессионалов, работающих с нефтяной терминологией. Работая полностью независимо, Общество инженеров-нефтяников (SPE) и Всемирный нефтяной конгресс (WPC) разработали поразительно схожие наборы определений категорий запасов нефти для известных скоплений, которые были представлены заинтересованным лицам в начале 1987 года. Эти определения стали предпочтительными стандартами классификации запасов в нефтяной индустрии. Вскоре после этого для обеих организаций стало очевидно, что их определения могут быть объединены в единый набор, который мог бы использоваться в нефтяной промышленности во всех странах мира. Контакты между представителями двух организаций начались в 1987 году вскоре после публикации первоначальных наборов определений. Во время Всемирного нефтяного конгресса в июне 1994 года его участники признали, что притом, что для вступления в силу любых редакций существующих определений необходимо их утверждение соответствующими советами директоров, попытки формирования всемирно признанной номенклатуры должны быть усилены. Общепринятая номенклатура смогла бы предоставить больше возможностей для принятия этих определений и сформировала бы общую и уникальную позицию по первостепенному техническому и профессиональному вопросу, стоящему перед международной нефтяной индустрией.

НЕФТЬ: для целей настоящих определений термин "нефть" относится к природным жидкостям и газам, преимущественно состоящим из соединений углеводородов. Нефть может также содержать неуглеводородные соединения, в которых атомы серы, кислорода и (или) азота сочетаются с углеродом и водородом. Основными примерами неуглеводородов, присутствующих в нефти, являются азот, углекислый газ и сероводород.

Вo всём мире растёт осознание необходимости единообразного набора определений категорий запасов, которые могли бы использоваться правительствами стран и промышленностью при классификации запасов нефти. С момента своей первой публикации в 1987 году определения категорий запасов, представленные Обществом инженеров-нефтяников и Всемирным нефтяными конгрессом, стали мировым стандартом для классификации и оценки запасов.

SPE и WPC предприняли шаги в направлении обеспечения единообразия при классификации запасов. В качестве первого этапа в этом процессе SPE и WPC выпустили следующее совместное заявление о принципах.

SPE и WPC признают, что обе организации разработали широко используемую и простую номенклатуру запасов нефти.

SPE и WPC подчёркивают, что их определения предназначены для использования в качестве стандартов и общих рекомендаций при классификации запасов нефти, что должно обеспечить надлежащее сравнение объёмов во всемирном масштабе.

SPE и WPC подчёркивают, что несмотря на то, что определения категорий запасов никоим образом не должны

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рассматриваться в качестве обязательных или обязывающих, страны и организации должны стремиться к использованию ключевых определений, сформулированных в указанных принципах, а также к расширению толкования этих определений в соответствии с конкретными местными условиями и обстоятельствами.

SPE и WPC признают, что в необходимых случаях могут использоваться пригодные методы математических расчётов, и что каждая страна вправе устанавливать точные критерии с учётом обоснованной степени определённости существования запасов углеводородов. Допускается использование любых методов подсчётов, при этом, оценщики должны чётко указывать выбранные ими процентные отношения при использовании вероятностных методов.

SPE и WPC соглашаются с тем, что предлагаемая номенклатура применятся только к известным открытым скоплениям углеводородов и связанным с ними потенциальным месторождениям.

SPE и WPC подчёркивают, что доказанные запасы нефти должны основываться на существующих экономических условиях, включая все факторы, влияющие на выполнимость проектов. SPE и WPC признают, что этот термин является общим и не ограничивается исключительно расходами и ценой. Вероятные и возможные запасы могут подсчитываться с учётом планируемых разработок и (или) экстраполяции существующих экономических условий.

SPE и WPC соглашаются с тем, что определения категорий запасов нефти не являются статическими и будут меняться.

Были предприняты осознанные шаги для того, чтобы рекомендуемая терминология как можно ближе соответствовала используемым в настоящее время определениям, чтобы свести к минимуму влияние прошлых отчётных объёмов и изменений, необходимых для её принятия в широких кругах. Предлагаемая терминология не является точной системой определений и процедур оценки запасов, пригодных для любой ситуации. В связи с большим количеством форм залегания нефти, широкого спектра характеристик и неопределённостей, связанных с геологической обстановкой, а также в связи с постоянным развитием технологий оценки, точная классификационная система не будет практичной. Кроме этого, сложность такой точной системы умаляла бы её понимание теми, кто занимается вопросами добычи, переработки и реализации нефти. В результате, рекомендуемые определения не представляют собой существенное изменение существующих определений SPE и WPC, ставших стандартами в нефтяной индустрии. Существует надежда, что рекомендуемая терминология вместит в себя два набора определений и улучшит единообразие данных по запасам, циркулирующим в мировой нефтяной индустрии.

Оценки запасов, выполняемые при помощи этих определений, основываются на добросовестности, опыте и мнении оценщика, и зависят от сложности геологической обстановки, этапа разработки, степени истощения коллекторов и объёма имеющейся информации. Использование этих определений должно подчеркнуть различие между различными классификациями и обеспечить возможность предоставления более единообразной отчётности по запасам.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Запасы - это те объёмы нефтяного сырья, которые, как предполагается, подлежат промышленному извлечению из известных скоплений, начиная с определённой даты. Все оценки запасов содержат некоторую степень неопределенности. Неопределенность, в основном, зависит от объема имеющихся на момент проведения оценки надежных геологических данных и данных исследования коллектора, и от интерпретации этих данных. Относительная степень неопределённости может быть отражена отнесением запасов к одной из двух основных категорий: доказанных или недоказанных запасов. В отношении недоказанных запасов существует меньшая уверенность извлечения, по сравнению с доказанными запасами, и они могут быть разделены на подкатегории вероятных и возможных запасов для обозначения нарастающей неопределенности в отношении их извлекаемости.

В своем одобрении дополнительных классификаций, за пределами доказанных запасов, SPE и WPC руководствуются намерением способствовать наличию согласованности в кругах специалистов, которые пользуются этими терминами. Представляя разработанные ими определения, ни одна из этих организаций не выдвигает рекомендацию о том, чтобы сведения о запасах, классифицированных как недоказанные, становились достоянием общественности. Вопрос о раскрытии для общественности объемов, классифицированных как недоказанные запасы, решается по усмотрению соответствующих стран или компаний.

Подсчет запасов выполняется в условиях неопределенности. Метод подсчета называется детерминистским в том случае, если на основе имеющихся геологических данных, данных исследования коллектора и экономических данных получена единая оценка запасов. Метод подсчета называется вероятностным, если имеющиеся геологические данные, данные исследования коллектора и экономические данные используются для генерирования ряда оценок и сопутствующих им вероятностей. Идентификация запасов как доказанных, вероятных и возможных представляет собой наиболее

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

распространенный метод классификации и дает представление о вероятности извлечения. В связи с потенциальными различиями в неопределенности следует с осторожностью подходить к сведению воедино запасов различных классификаций.

Обычно оценки запасов подвергаются пересмотру по мере появления новых геологических данных и данных исследования коллектора или при изменении экономических условий. Запасы не включают нефтяные объемы, составляющие переходящие запасы, которые могут быть снижены в финансовой отчетности в связи с использованием или потерями при переработке, если потребуется.

Запасы могут быть добыты либо благодаря природной энергии, либо с применением методов повышения нефтеотдачи. Методы повышения нефтеотдачи включают все методы, дополняющие природную энергию или изменяющие характер природных сил в коллекторе для повышения отдачи. Примерами таких методов являются поддержание пластового давления, рециркуляция, заводнение, термальные методы, химическое заводнение, использование смешивающихся и несмешивающихся вытесняющих жидкостей. В будущем, по мере развития нефтяной технологии, возможно, будут разработаны другие методы повышения отдачи.

ДОКАЗАННЫЕ ЗАПАСЫ

Доказанные запасы - это те объёмы нефтяных запасов, которые по результатам анализа геологических данных и данных исследования коллектора могут быть с обоснованной уверенностью отнесены к промышленно извлекаемым, начиная с заданной даты и после нее, из известных коллекторов и при существующих экономических условиях, методах эксплуатации и правительственных регулирующих нормах. Доказанные запасы могут быть классифицированы как разрабатываемые или неразрабатываемые.

При использовании детерминистских методов термин 'обоснованная уверенность' предназначен для того, чтобы выразить большую степень уверенности в том, что объемы будут извлечены. При использовании вероятностных методов должно быть не менее 90% вероятности того, что фактически извлеченные запасы будут равны подсчитанной оценке или будут превосходить ее.

Понятие "текущие экономические условия" включает соответствующие исторические цены на нефть и сопутствующие затраты, а также может включать период усреднения, который будет соответствовать цели проводимой оценки, соответствующие контрактные обязательства, корпорационные регламенты и правительственные регулирующие нормы, применимые к отчетности по этим запасам.

В целом запасы считаются доказанными, если способность коллектора обеспечить промышленную производительность подтверждена фактической добычей или испытаниями пласта. В этом контексте термин "доказанные" относится к фактическим объемам нефтяных запасов, не только к производительности скважины или коллектора. В некоторых случаях доказанные запасы могут классифицироваться как таковые на основе каротажных диаграмм скважин и (или) анализа керна, которые указывают на то, что изучаемый коллектор является углеводородным и аналогичен коллекторам на той же площади, которые являются производительными или продемонстрировали способность к производительности по результатам пластовых испытаний.

Площадь коллектора, рассматриваемого как доказанного включает (1) площадь, оконтуренную бурением и определенную контактами флюида, если такие данные имеются, а также (2) неразбуренные участки коллектора, которые разумно обоснованно можно считать промышленно производительными на основе имеющихся геологических данных и данных исследования коллектора. Если отсутствуют данные о контакте флюида, доказанный предел контролируется по наиболее низкой из известных точек встречаемости углеводородов, если только определенные геологические, эксплуатационные данные и данные исследования коллектора не указывают на иное.

Запасы могут классифицироваться как доказанные, если на время проведения оценки очистные сооружения и средства транспортировки этих запасов на рынок пригодны к эксплуатации, или если можно разумно обоснованно ожидать, что такие сооружения и средства будут установлены. Запасы на неразработанных участках могут классифицироваться как доказанные неразрабатываемые, если (1) участки, на которых они расположены, непосредственно соседствуют со скважинами, продемонстрировавшими промышленный приток из рассматриваемой залежи, (2) существует разумно обоснованная уверенность, что такие участки расположены в известных доказанных продуктивных пределах рассматриваемой залежи, (3) участки соответствуют существующим правилам о скважинных интервалах, где это применимо, и (4) существует разумно обоснованная уверенность, что участки будут разработаны. Запасы с других участков классифицируются как доказанные неразрабатываемые только в тех случаях, когда интерпретация геологических данных и данных исследования коллектора, полученных из скважин, указывает с определенной степенью уверенности, что рассматриваемая залежь является латерально непрерывной и содержит промышленно извлекаемые нефтяные запасы на участках, расположенных за пределами непосредственно соседствующих скважин.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Запасы, которые должны извлекаться с помощью применения установленных методов улучшения отдачи пласта, включаются в категорию доказанных, если (1) успешные результаты испытаний в рамках пилотного проекта или благоприятные результаты существующей программы испытаний в том же самом или аналогичном коллекторе с аналогичными свойствами породы и флюида поддерживают результаты того анализа, на котором был основан проект, и

(2) существует разумно обоснованная уверенность, что проект будет осуществлен. Запасы, которые будут извлечены методами повышения отдачи и которые еще предстоит определить при рассмотрении промышленно успешных методов, включаются в категорию доказанных, только (1) после благоприятного результата с получением притока из изучаемого коллектора в ходе либо (а) репрезентативного пилотного проекта (Ь) либо установленной программы с результатами, поддерживающими результаты того анализа, на котором основан проект, и (2) существует разумно обоснованная уверенность, что проект будет осуществлён.

НЕДОКАЗАННЫЕ ЗАПАСЫ

Недоказанные запасы основываются на геологических данных и (или) данных исследования коллектора, аналогичных данным, используемым при подсчетах доказанных запасов, но при этом технические, контрактные, экономические или регулирующие факторы связаны с неопределённостью и не позволяют классифицировать такие запасы как доказанные. Недоказанные запасы могут подлежать дальнейшему разделению на вероятные запасы и возможные запасы.

Недоказанные запасы могут оцениваться при предположениях о том, что будущие экономические условия будут отличаться от условий, превалирующих на момент проведения оценки. Эффект возможных улучшений экономических условий и технологического прогресса в будущем можно выразить распределением соответствующих объемов запасов между вероятными и возможными категориями.

ВЕРОЯТНЫЕ ЗАПАСЫ

Вероятные запасы - это те недоказанные запасы, которые по результатам рассмотрения геологических данных и данных исследования коллектора имеют большую вероятность быть извлекаемыми, чем неизвлекаемыми. В этом контексте при использовании вероятностных методов должно быть не менее 50% вероятности того, что фактически извлечённые запасы будут равны сумме подсчитанных доказанных плюс вероятных запасов или будут превосходить ее.

В целом вероятные запасы могут включать (1) запасы, которые, как предполагается, будут доказаны обычным бурением за пределами контура, в тех случаях, когда глубинных данных недостаточно, чтобы классифицировать эти запасы как доказанные, (2) запасы в формациях, которые представляются продуктивными на основе характеристик скважинного каротажа, но при этом нет достаточных данных исследования керна, или определенных испытаний, и которые не являются аналогичными продуцирующим или доказанным коллекторам на данной площади, (3) дополнительные запасы, подсчитываемые как результат уплотняющего бурения, которые могли бы быть классифицированы как доказанные, если бы на время выполнения оценки был утвержден более тесный интервал, (4) запасы, подсчитываемые как результат применения улучшенных методов извлечения, которые зарекомендовали себя благодаря неоднократному успешному промышленному применению, когда (а) запланирован, но не действует проект или пробный проект, и (Ь) характеристики породы, флюида и коллектора представляются благоприятными для коммерческого применения, (5) запасы на площади, где формация представляется отделенной разломами от площади доказанных запасов, а геологическая интерпретация указывает, что оцениваемая площадь в структурном отношении выше, чем площадь доказанных запасов, (6) запасы, подсчитываемые как результат проведения капитального ремонта скважин, обработки пласта, повторной обработки пласта, замены оборудования или применения других регламентов механических работ в будущем в тех случаях, когда такие меры не были успешными в скважинах с аналогичными эксплуатационными характеристиками в аналогичных коллекторах, и (7) дополнительные запасы в доказанных коллекторах, когда альтернативная интерпретация эксплуатационных или волюметрических данных говорит о наличии большего объема запасов, чем запасы, которые можно отнести к доказанным.

ВОЗМОЖНЫЕ ЗАПАСЫ

Возможные запасы - это те недоказанные запасы, которые по результатам рассмотрения геологических данных и данных исследования коллектора имеют меньшую вероятность быть извлекаемыми, чем вероятные запасы. В данном контексте при применении вероятностных методов должно быть не менее 10% вероятности того, что фактически извлеченные запасы будут равны сумме подсчитанных доказанных плюс вероятных плюс возможных запасов.

В целом возможные запасы могут включать (1) запасы, которые, исходя из геологической интерпретации, возможно, существуют за пределами площадей, классифицированных как вероятные, (2) запасы в формациях, которые представляются нефтеносными на основе материалов каротажа скважин и анализа керна, но могут не дать промышленные уровни добычи, (3) дополнительные запасы, подсчитываемые как результат уплотняющего бурения, но являющиеся предметом технической неопределенности, (4) запасы, подсчитываемые как результат улучшения методов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтяных запасов, т.е. определений, одобренных SPE/WPC в марте 1997 года.

Что касается недоказанных (т.е. вероятных и возможных) запасов, SPE и WPC решили утвердить дополнительные классификации, за пределами доказанных запасов, чтобы способствовать согласованности среди специалистов, использующих эту терминологию. Предоставляя эти определения, ни одна из вышеуказанных организаций не выдвигает рекомендацию о том, чтобы сведения об объемах, классифицированных как ресурсы, становились достоянием общественности. Вопрос о раскрытии такой информации решается по усмотрению соответствующих стран или компаний.

Оценки запасов, вычисленные по этим определениям, полагаются на честность, профессионализм и мнение оценщика; на них воздействуют сложность геологии, стадия разведки или разработки запасов, степень истощения коллекторов, а также объем имеющейся информации. Использование этих определений поможет острее обозначить различия между разными классификациями и даст возможность предоставлять более согласованную отчетность по запасам.

В данных определениях термин "нефтяной" относится к жидкостям в естественных условиях и газам, которые в основном состоят из углеводородных соединений. "Нефтяные запасы" могут также содержать не углеводородные соединения, в которых атомы серы, кислорода и/или азота соединены с углеродом и водородом. Распространенными примерами не-углеводородов в нефтяных природных смесях являются азот, диоксид углерода и сероводород.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Система классификации ресурсов суммирована на Диаграмме 1; ниже даны соответствующие определения. В других источниках определение ресурсов включает все нефтяные объемы, которые оценены как первоначальные ресурсы в недрах; однако некоторые специалисты считают, что только их расчетная извлекаемая часть может составлять ресурсы. В этих определениях объемы, оцененные как первоначальные ресурсы в недрах, классифицированы как Общие нефтяные первоначальные ресурсы в недрах, Открытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах и Неоткрытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах, а извлекаемая часть определяется как Запасы, Условные ресурсы и Перспективные ресурсы. В любом случае следует помнить о том, что запасы являются подразделением ресурсов, т.е. это те объемы, которые являются открытыми (т.е. находятся в известных аккумуляциях), извлекаемыми, промышленными и остаточными.

ОБЩИЕ НЕФТЯНЫЕ ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ В НЕДРАХ

Общие нефтяные первоначальные ресурсы в недрах - это тот объем нефтяных природных смесей, который оценен как существующий изначально в естественно залегающих аккумуляциях. Общие нефтяные первоначальные ресурсы в недрах - это, следовательно, тот объем нефтяных природных смесей, который в определенную дату оценен как содержащийся в известных аккумуляциях плюс те объемы, которые уже добыты из них, плюс те расчетные объемы в аккумуляциях, которые еще не открыты. Общие нефтяные первоначальные ресурсы в недрах можно подразделить на Открытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах и Неоткрытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах; при этом Открытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах ограничиваются известными аккумуляциями.

Признается, что все объемы Нефтяных первоначальных ресурсов в недрах могут составлять потенциально извлекаемые ресурсы, поскольку оценка той части, которая может быть извлекаемой, может сопровождаться значительной неопределенностью и будет изменяться по мере изменения коммерческих обстоятельств, развития технологии и наличия новых данных. Часть этих объемов классифицированная как Неизвлекаемые может в будущем стать извлекаемыми ресурсами по мере изменения коммерческих обстоятельств, развития технологии или сбора новых данных.

ОТКРЫТЫЕ НЕФТЯНЫЕ ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ В НЕДРАХ

Открытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах - это тот объем нефтяных природных смесей, который в определенную дату оценен как содержащийся в известных аккумуляциях плюс те объемы, которые уже добыты из них. Открытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах можно подразделить на Промышленные и Суб-промышленные категории; при этом расчетная потенциально извлекаемая часть соответственно классифицируется как Запасы и Условные ресурсы, определения которых даны ниже.

ЗАПАСЫ

Запасы определяются как те объемы нефтяных природных смесей которые, как предполагается, подлежат промышленному извлечению из известных скоплений, начиная с заданной даты и после нее. См. полный текст определений и руководящих указаний в Определениях нефтяных запасов SPE/WPC.

Подсчитанные извлекаемые из известных аккумуляций объемы, которые не соответствуют требованиям, предъявляемым к промышленным объемам, следует классифицировать как Условные ресурсы, определение которых дано ниже. Определение промышленной значимости аккумуляции будет различным в зависимости от местных условий и обстоятельств; это оставлено на усмотрение соответствующей страны или компании. Однако запасы все равно должны быть разбиты на категории в соответствии с конкретными критериями определений SPE/WPC, и, следовательно, доказанные запасы будут ограничиваться теми объемами, которые являются

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

промышленными в нынешних экономических условиях, в то время как классификация на вероятные и возможные запасы может основываться на будущих экономических условиях. В целом, объемы не должны классифицироваться как запасы, если не ожидается, что аккумуляция будет разработана и начнет эксплуатироваться в пределах разумно приемлемого периода времени.

В некоторых случаях возможно классифицировать объемы как запасы, даже если вскоре их разработка не предвидится. В качестве примера можно привести те случаи, когда месторождения являются частью контракта на долгосрочные поставки и будут осваиваться только тогда, когда это будет необходимо для выполнения обязательств по такому контракту.

УСЛОВНЫЕ РЕСУРСЫ

Условные ресурсы - это те объемы нефтяных природных смесей, которые, как предполагается, потенциально подлежат извлечению из известных аккумуляций, начиная с заданной даты и после нее, но которые в настоящее время не рассматриваются как промышленно извлекаемые.

Признается наличие недостаточной четкости в различии определений условных ресурсов и недоказанных запасов. Это отражает наличие отклонений в текущей отраслевой практике. Рекомендуется следующее: если нет планов разрабатывать скопление и приступать к его эксплуатации в течение разумно приемлемого периода времени, то подсчитанные извлекаемые объемы такой аккумуляции следует классифицировать как условные ресурсы.

Условные ресурсы могут включать, например, аккумуляции, для которых в настоящее время нет жизнеспособного рынка, или промышленное извлечение которых зависит от развития новой технологии, или те аккумуляции, оценка которых находится еще на начальной стадии.

НЕОТКРЫТЫЕ НЕФТЯНЫЕ ПЕРВОНАЧАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ В НЕДРАХ

Неоткрытые нефтяные первоначальные ресурсы в недрах - это те объемы нефтяных природных смесей, которые, как предполагается, начиная с заданной даты и после нее, будут содержаться в неоткрытых еще аккумуляциях. Подсчитанная потенциально извлекаемая часть Неоткрытых нефтяных первоначальных ресурсов в недрах классифицируется как Перспективные ресурсы, определение которых дано ниже.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ РЕСУРСЫ

Перспективные ресурсы - это те объемы нефтяных природных смесей, которые, как предполагается, потенциально подлежат извлечению, начиная с заданной даты и после нее из неоткрытых еще аккумуляций.

ОЦЕНЕННАЯ СУММАРНАЯ ДОБЫЧА

Оцененная суммарная добыча (EUR) не является, как таковая, категорией ресурсов: этот термин можно применять к индивидуальной аккумуляции любого статуса/зрелости (открытой или неоткрытой). Оцененная суммарная добыча определяется как те объемы нефтяных природных смесей, которые, как предполагается, потенциально подлежат извлечению из аккумуляции, начиная с заданной даты и после нее, плюс те объемы, которые уже добыты из нее.

АГРЕГИРОВАНИЕ

Нефтяные объемы, классифицированные как Запасы, Условные ресурсы или Перспективные ресурсы, не следует без должного анализа значительных различий тех критериев, которыми обусловлена их классификация, объединять в одно целое. В частности, это может иметь значительный риск в том отношении, что аккумуляции, содержащие Условные ресурсы или Перспективные ресурсы, не будут охвачены промышленной добычей.

ДИАПАЗОН НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ

Диапазон неопределенности, как показано на Диаграмме 1, отражает разумно обоснованный диапазон подсчитанных потенциально извлекаемых объемов для отдельной аккумуляции. Любая оценка объема ресурсов в аккумуляции является предметом как технической, так и коммерческой (промышленной) неопределенности и, как правило, должна быть представлена как диапазон. В отношении запасов и, если это целесообразно, такой диапазон неопределенности может отражаться в оценочных сценариях Доказанных Запасов (1Р), Доказанных плюс Вероятных Запасов (2Р) и Доказанных плюс Вероятных плюс Возможных Запасов (ЗР). В отношении других категорий ресурсов рекомендуются термины Низкая оценка, Лучшая оценка и Высокая оценка.

Термин "Лучшая оценка" используется здесь как общее обозначение такой оценки, которая считается самой близкой к тому объему, который фактически будет извлечен из аккумуляции в период между датой проведения оценки и датой ликвидации промысла. При использовании вероятностных методов данный термин будет являться общей мерой среднего значения распределения неопределенности (в высшей степени вероятно/мода, медиана/Р50 или среднее значение).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция 06. Обоснование выделения эксплуатационных объектов на

основе оценки близости пластов

Эксплуатационный объект (ЭО)- это совокупность пластов или части залежи (пород разреза), которая предназначена для одновременной эксплуатации одной серией скважин, по геолого-технологическим условиям и экономическим соображениям.

Этаж разработки - это совокупность эксплуатационных объектов, состоящих из основных ЭО и второстепенных ЭО.

Основной эксплуатационный объект - это объект, запасы которого по отношению к другим ЭО составляет большую часть (например 30 %). Это объект с наибольшими запасами и наивысшей продуктивностью.

Второстепенный эксплуатационный объект - это объекты с небольшими запасами и малой производительностью, которые расположены выше или ниже основного ЭО.

Как правило, строение второстепенных ЭО тщательно изучается и доразведуется скважинами, которые бурятся на основном ЭО.

Второстепенный объект разработки - это верхний (или нижний) малопродуктивный объект, разбуривание которого самостоятельной сеткой скважин по результатам моделирования признано нерентабельным.

Порядок ввода ЭО в разработку осуществляется на основе анализа экспертных оценок и окончательно утверждается после тщательного компьютерного моделирования. При экспертном анализе учитывается экономическая значимость извлекаемых запасов, их доступность при разработке и другие факторы.

В настоящее время при выделении ЭО учитываются следующие группы факторов:

-геолого-физические;

-технико-экономические;

-экономические (чистый доход)

-экологические.

Основные принципы выделения эксплуатационных объектов и цели, которые ставятся при проектировании данной задачи:

близость или сходство пластов по геологическому строению и свойствам флюидов насыщающих эти пласты,

эффективный контроль и регулирование процесса разработки в каждом из пластов в эксплуатационном объекте,

стабильность и прогнозируемость продвижения водо- и газонефтяного контактов в каждом из пластов,

научная обоснованность и рыночная приемлемость рисков (экономических, финансовых,

экологических, технологических, геологических).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оценка сходства пластов при выделении эксплуатационных объектов.

Варианты выделения ЭО и оценку этого объединения можно провести двумя способами:

1.На основе экспертного оценивания близости пластов.

2.На основе статистики успешности выделения эксплуатационных объектов.

Основные этапы оценки сходства пластов.

1.Формирование списка признаков существенно влияет на выделение ЭО.

2.Формальное описание области применения каждого из этих признаков при котором обеспечивается успешность выделения ЭО (критерии применимости, функция принадлежности).

3.Математическая оценка принадлежности параметра по одному из возможных вариантов выделения ЭО в этой успешной области изменения параметра.

4.Интегральная (совокупная) оценка по всей совокупности параметра.

В качестве признаков обычно используется отношение:

-проницаемости,

-пористости,

-нефтенасыщенности,

-коэффициент расчлененности,

-коэффициент песчанистости,

-коэффициент продуктивности балансовых запасов.

Обычно, если минимальное соотношение для пластов объединяемых в ЭО лежит в пределах применимости для:

площадей нефтенасыщенности;

балансовых запасов;

давления;

коэффициента расчлененности;

продуктивных толщин;

нефтенасыщенности;

проницаемости;

пористости;

коэффициента песчанистости;

вязкости нефти;

содержание сероводорода;

глубины залегания,

то такие пласты могут быть объединены в один ЭО.

Под соотношением понимается отношение min/max.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В данной работе будут использоваться следующие отношения:

Сравнение по эффективной толщине

КА4 с-в hэф = min(hэф А4 с-в; hэф А4 ю-в ) / max (hэф А4 с-в; hэф А4 ю-в) = 5,0/5,8 = 0,86

КА4 ю-в hэф = min(hэф А4 ю-в; hэф Б2) / max (hэф А4 ю-в; hэф Б2) = 5,0/10,7 = 5·10-8

КБ2hэф = min(hэф Б2; hэф А4 с-в ) / max (hэф Б2; hэф А4 с-в) = 5,8/10,7 = 0,54

Исходя из схемы сходимости пластов в один эксплуатационный объект, рекомендуется выделять в один эксплутационный объект следующие пласты: А4 с-в и А4 ю-в;

Сравнение по общей толщине

КА4 с-в hоб = min(hоб А4 с-в; hоб А4 ю-в ) / max (hоб А4 с-в; hоб А4 ю-в) = 18/18 = 1,0

КА4 ю-в hоб = min(hоб А4 ю-в; hоб Б2) / max (hоб А4 ю-в; hоб Б2) = 17/18 = 0,94

КБ2hоб = min(hоб Б2; hоб А4 с-в ) / max (hоб Б2; hоб А4 с-в) = 17/18 = 0,94

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Исходя из схемы сходимости пластов в один эксплуатационный объект, рекомендуется выделять в один эксплутационный объект следующие пласты: А4 с-в и А4 ю-в;

Сравнение по пористости

КА4 с-в Кп = min (Кп А4 с-в; Кп А4 ю-в ) / max (Кп А4 с-в; Кп А4 ю-в) = 7,9/7,9 = 1,0

КА4 ю-в Кп = min (Кп А4 ю-в; Кп Б2) / max (Кп А4 ю-в; Кп Б2) = 7,9/12,9 = 0,61

КБ2 Кп = min (Кп Б2; Кп А4 с-в ) / max (Кп Б2; Кп А4 с-в) = 7,9/12,9 = 0,61

Исходя из схемы сходимости пластов, в один эксплуатационный объект рекомендуется

выделять следующие пласты: все три пласта А4 с-в ,А4 ю-в и Б2

Сравнение по плотности нефти

КА4 с-в ρн= min (ρн А4 с-в; ρн А4 ю-в ) / max (ρн А4 с-в; ρн А4 ю-в) = 0,760/0,768 = 0,99

КА4 ю-в ρн = min (ρн А4 ю-в; Кп Б2) / max (ρн А4 ю-в; ρн Б2) = 0,768/0,814 = 0,94

КБ2 ρн = min (ρн Б2; ρн А4 с-в ) / max (ρн Б2; ρн А4 с-в) = 0,760/0,814 = 0,93

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Исходя из схемы сходимости пластов, в один эксплуатационный объект рекомендуется

выделять следующие пласты: все три пласта А4 с-в ,А4 ю-в и Б2

Сравнение по содержанию серы

КА4 с-в S2= min (S2 А4 с-в; S2 А4 ю-в ) / max (S2 А4 с-в; S2 А4 ю-в) = 0,69/0,9 = 0,77

КА4 ю-в S2 = min (S2 А4 ю-в; S2 Б2) / max (S2 А4 ю-в; S2 Б2) = 0,9/1,1 = 0,81

КБ2 S2 = min (S2 Б2; S2 А4 с-в ) / max (S2 Б2; S2 А4 с-в) = 0,69/1,1 = 0,55

Исходя из схемы сходимости пластов, в один эксплуатационный объект рекомендуется

выделять следующие пласты: А4 ю-в и Б2

Сравнение по площади нефтеносности

КА4 с-в Sн= min (Sн А4 с-в; Sн А4 ю-в ) / max (Sн А4 с-в; Sн А4 ю-в) = 5244/12889 = 0,4

КА4 ю-в Sн = min (Sн А4 ю-в; Sн Б2) / max (Sн А4 ю-в; Sн Б2) = 568/5244 = 0,1

КБ2 Sн = min (Sн Б2; Sн А4 с-в ) / max (Sн Б2; Sн А4 с-в) = 568/12889 = 0,04

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Исходя из схемы сходимости пластов, очень трудно рекомендовать объединение каких либо объектов в один эксплутационный объект.

Таким образом, анализируя все вышеприведенные схемы сходимости пластов, выделены в качестве самостоятельных два эксплуатационных объекта разработки:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция 7. СРС, ПСС, СРГС и СМЛС

Выбор систем размещения скважин и оценка плотности сетки скважин

Одной из важнейших задач при проектировании разработки нефтяного месторождения с использованием МВ является размещение скважин на месторождении. Вопросу выбора системы размещения скважин (СРС) уделено большое внимание в работах Н.Т. Балашовой, Н.Г. Вафиной, Г.Г. Вахитова, Г.Л. Говорова, Н.В.Демина, Р.Н. Дияшева, С.А.Жданова, Ю.В. Желтова, М.М. Ивановой, А.П. Крылов, В.С.Ковалева, В.И. Колчанова, В.Д. Лысенко, В.Н. Мартоса, Р.Х.Муслимова, Э.Д. Мухарского, В.Г. Постникова, В.М. Рыжика, Б.Ф.Сазонова, Н.Е. Стадниковой, М.Л. Сургучев, В.Ф. Усенко, Р.Т.Фазлыева, И.П.Чоловского, И.Н.

Шустефа, В.Н. Щелкачевa, J.H. Barber, H.S. Criss, T. Dosher, A.F. VanEverdingen, M. Muskat

и многих др.

Выбор системы размещения в основном производится с учетом опыта разработки в данном регионе и анализа разработки в аналогичных геологических условиях.

Перед составлением технологической схемы или проекта осуществляется дифференциация залежей по их размерам, активности естественных режимов, гидродинамической связи, трещиноватости, продуктивности, гидропроводности, вертикальной и латеральной связности, свойствам пластовых флюидов. В то же время в ряде работ указывается, что выбор СРС в большой мере основывается на экспертных знаниях и обобщениях. Расстояние между скважинами от 2 до 10 км является наиболее типичным при окончании этапа разведки, тогда как характерное расстояние между скважинами для этапа разработки от нескольких сот метров до 2 км (например, для месторождений Северного моря). Критерии выбора наиболее распространенных СРС для обычных скважин приведены в табл.7.1 .

На узких нефтяных оторочках в газонефтяных залежах наиболее целесообразно

применение законтурной СРС. Высокопродуктивные, высокопесчанистые зоны залежи, с большой эффективной нефтенасыщенной толщиной, хорошей гидродинамической связью по вертикали и латерали в основном разрабатываются 3- и 5-рядными СРС. И наоборот, низкопродуктивные, низкопесчанистые, разбитые на малые блоки части залежи с небольшой эффективной нефтенасыщенной толщиной в основном эксплуатируются площадными системами расстановки (5-, 7- и 9-рядными).

Если на месторождении имеется только один эксплуатационный объект, то его чаще разрабатывают с применением 7-точечной площадной системы размещения. В противном случае при наличии 2 3 ЭО, совпадающих в плане, для их разработки в основном прибегают к использованию 5- и 9-точечной площадной СРС.

Для задачи регулирования процесса разработки, продвижения фронтов вытеснения, раздельной эксплуатации пластов, организации локальных очагов воздействия на залежь, перехода к другим СРС наиболее пригодны рядные системы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Площадные СРС более жесткие, и в случае капитального и подземного ремонта скважин равномерность продвижения фронта вытеснения нарушается и охват пласта воздействием и темп отбора нефти снижаются.

Законтурные СРС в основном применяются для разработки залежей с невысокой прерывистостью, соотношением вязкостей нефти и воды µ0>30, значительной

расчлененностью (до 8), средней и высокой продуктивностью (20 300 т/(сут МПа)).

Однорядные СРС используются для разработки неоднородных, высоко-расчлененных (до 10 и более) низкопродуктивных залежей с высокой прерывистостью по латерали, низкой и средней густотой сбросов и разломов, ярко выраженной линейной направленностью трещин.Особенно эффективны по сравнению с другими однорядные СРС при эксплуатации нескольких пластов, различающихся по ФЕС.

Трехрядные СРС используются для разработки средне- и высокопесчанистых залежей с низкой густотой сбросов, невысокой прерывистостью и соотношением вязкости нефти и воды µ0<15, невысокой расчлененностью.

Пятирядные СРС используются для разработки высоко-продуктивных, однородных пластов, с невысокой прерывистостью по латерали, низкой густотой сбросов и разломов, высокой песчанистостью, соотношением вязкости нефти и воды µ0< 10.

Площадная 5-точечная СРС применима в основном для разработки низкопродуктивных, с низкой гидропроводностью, сильно неоднородных по проницаемости, с высокой густотой сбросов и разломов, высокой степенью прерывистости по латерали, небольшой песчанистостью и слаборасчлененных залежей. Наиболее эффективна эта СРС для разработки ЭО, содержащих один, максимум два пласта. Она хороша также для разработки высокопродуктивных залежей.

7-точечная площадная СРС применяется для разработки неоднородных, низкопродуктивных, маломощных, с небольшой расчлененностью (до 4), высокой густотой сбросов, разломов, со средней прерывистостью по латерали залежей нефти.

9-точечная площадная СРС находит применение при разработке неоднородных слаботрещиноватых, низкопродуктивных, с низкой гидропроводностью, средней нефтенасыщенной мощностью (>5 м), средней густотой сбросов и разломов и низкой прерывистостью по латерали залежей нефти.

Для квадратно-блочных, ячеистых СРС, которые в настоящее время применяются в ограниченных геологических обстановках, сделать обобщающие выводы еще трудно.

Выбор системы размещения скважин и плотности сетки скважин следует осуществлять исходя из геолого-физических характеристик залежи и типов СРС сведенных в табл. 7.2.

При внутриконтурномзаводнении нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

После обводнения промежуточных нагнетательных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Системы размещения скважин для первичных методов

1. Хаотичное размещение скважин

Использовалась с конца 19 в. по 30-е годы 20 века. Среднее расстояние между скважинами 10-50 м и глубиной до 500 м.

2. Треугольная система размещения скважин (см. рис. 7.1)

Рис.7.1 треугольная система размещения скважин

Расстояние между скважинами L<=500м, глубиной до 1500м

L1=L2=L3.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5. Метод клина (см. рис. 7.5)

Применяется для незамкнутых структур. Скважины располагаются клиньями вдоль оси простирания структуры.

Рис. 7.5. Метод клина

6. Система дикой кошки (Wildcat)

Применяется для хорошо изученных районов и в основном для поисково-разведочных работ.

Системы размещения скважин с применением заводнения.

Законтурноезаводнение(см. рис. 8.1)

Нагнетательный фонд размещается за контуром ВНК Применяется при хорошей связи залежи с законтурной областью.

Рис.8.1Законтурноезаводнение.

Приконтурноезаводнение(см. рис. 8.2)

Применяется при отсутствии связи залежи с законтурной областью.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Регулярные системы размещения скважин

Рядные СРС

Различают 1,3,5-рядные системы размещения

Рис.9. 1-рядная система размещения скважин

Рис.9.2 Типовой элемент

Зная динамику добычи по типовому элементу срс, можно получить динамику технологических показателей в целом по месторождению

А) Б)

А) Добывающие/нагнетательные = (1/2+1/2)/1

Б) Добывающие/нагнетательные = (1/4+1/4+1/4+1/4)/1=1:1

А=2а*в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.9.3Трех-рядная система размещения скважин Д/Н= 3/1=3 (меньше интенсивность, чем в 1-рядной)

А=4а*в

Динамика 3х-рядной системы (на поздней стадии разработки):

- перенос рядов нагнетания

- модификация в площадную 7-точечную

5- рядная СРС (см. рис. 9.4)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Типовой элемент

Рис.9.4. Пяти-рядная система размещения скважин

Д/Н=5/1=5 (еще меньшая интенсивность СРС)

А=6а*в

Зная динамику добычи по типовому элементу срс, можно получить динамику технологических показателей в целом по месторождению.

Отношение добывающая/нагнетательная характеризует интенсивность системы разработки (чем ближе к 1,тем интенсивнее)

Площадные СРС

Различают 5,7,9-точечные системы размещения скважин

5-точечная площадная (см.рис.10)

Рис.10. 5-точечная площадная

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Д/Н = 1;

А= а2

9-точечная площадная (см.рис.10.1)

Рис.10.1. 9-точечная площадная

Д/Н = 3

А=4а2

История выбора систем размещения скважин и ПСС

До 40-х годов использовались треугольные сетки с расстояниями между скважинами 50100м до 250-300м . Метод разработки – естественный режим.

Этап с конца 40-х до середины 60-х годов.

44 год – Туймазинское месторождение – впервые была применена система заводнения (законтурное) 5-7 рядная система, ПСС около 20 га на скважину.

54 год – Ромашкинское месторождение – внутриконтурное заводнение (сейчас очаговоизбирательное) 5-7 рядная система, ПСС 36-56 га на скважину (на данный момент 16-18га)

Середина 60-х годов -80-е годы связаны с разработкой месторождений Западной Сибири.

Сложность поверхностных условий региона - кустовой метод разбуривания залежи. Системы размещения трехрядные и блочные. Пласты объединялись в единые эксплуатационные объекты.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Аналогичные системы для пятирядных и трехрядных систем размещения.

2. Слоистый пласт, несогласное заложение стволов (см.рис.11.2)

Рис.11.2Линейные СРГС, слоистый пласт, несогласное заложение стволов Согласное заложение стволов (см.рис.11.3)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 11.3Линейные СРГС, Слоистый пласт, согласное заложение стволов

Батарейные системы:

Рис.12. Батарейные СРГС

Квадратные батарейные системы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Треугольные батарейные системы

Смешанные системы: Пятиточечный элемент

Девятиточечный элемент

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7.3 Критерии применимости горизонтальных скважин

Hэф > 4-5м для водяных конусов

Hэф > 8-10м для газовых конусов

Для рыхлых и плохо сцементированных коллекторов можно применить ГС только с ультракоротким радиусом (вообще не рекомендуется).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Многолатеральныескважины

1.ГС

2.от горизонтального ствола

МГС с 1 латералью

2х латеральная МГСL1=L2=250м

3х латеральная МГС4х латеральная МГС

L1=L2=L3=500/3=167мL1=L2=L3=L4=500/4=125м

Технологии многолатеральных скважин особенно эффективны в условиях глубоких,

отдаленных и сложных по своему геологическому строению месторождений.

Наиболее значительные притоки в 1 и 2-х летеральных скважинах. Низкая продуктивность с большим количеством латералей (ветвей) связано с тем, что каждая латераль интерферирует по давлению с другими давлениями, снижая тем самым притоки нефти к области дренирования этой латерали.

С другой стороны интерференционные эффекты на латеральных скважинах с короткими и близкими ветвями создают малые водные и газовые конуса и уменьшают нефтеотдачу.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рекомендуется применять вблизи зоны трещиноватости или разломов, где невозможно применение горизонтальных скважин в высоконеоднородных карбонатных коллекторах.

Типы многолатеральных скважин:

Разветвленная;

Рис 13Разветвленная

Раздвоенная;

Рис. 13.1. Раздвоенная

Ответвленная от горизонтального ствола;

Рис. 13.2Ответвленная

Ответвленная от вертикального ствола;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.13.3. Ответвленная от вертикального ствола

Ответвленные друг над другом;

Рис 13.4. Ответвленная друг над другом

Противоположно ответвленные.

Рис. 13.5. Два противоположных ответвления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Оценка плотности сетки скважин

Плотность сетки скважин – это отношение S дренируемой зоны на 1 скважину

-плотные (1-16га/скв)

-менее плотные (16-64 га/скв)

-разряженные (>64 га/скв)

ПСС – характеризует элемент системы размещения скважин

400м – плотная системаразмещения

800м – менее плотная

>800 м- разреженная Все выше сказанное относится к вертикальным и наклонным направленным типам скважин.

Выбор плотности сетки скважин

В настоящее время не существует общепринятых методов выбора наиболее эффективной плотности сетки скважин. В основном ПСС и местоположение скважины выбирают на основе полномасштабного компьютерного моделирования процессов разработки нефтяных и газовых залежей.

Этот подход весьма сложный и не всегда эффективный. Предлагается использовать при выборе ПСС экспертные оценки, статистический анализ БД успешных проектов и теорию нечетких множеств. Этот метод существенным образом опирается на геологическую информацию о пластовой структуре и свойствах пластовых флюидов. В настоящее время большинство рассмотренных выше МВ проходят апробацию на стадии опытнопромышленной эксплуатации. Только методы нагнетания пара и CO2 широко используются

при разработке нефтяных месторождений. Поэтому высокая степень определенности в апробированных интервалах ПСС существует только для этих двух методов и, следовательно, высока степень определенности плотности сетки скважин. Для остальных МВ степень определенности рекомендуемой ПСС значительно ниже (см. табл.).

Формирование и структуризация множества параметров, влияющих на ПСС, на основе экспертных данных

Структурированное множество параметров формируется на основе экспертного опроса специалистов.

1.Литологические параметры: тип пород; обстановка осадконакопления.

2.Геолого-промысловые параметры: продуктивность скважин, м/сут; начальные извлекаемые запасы нефти на 1 добывающую скважину, м/скв.; отношение начальных извлекаемых запасов ко всем запасам, м /т.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Характеристики пласта: общая толщина пласта, м; эффективная нефтенасыщенная

толщина, м; площадь нефтеносности залежи, м2; глубина залегания пласта, м; коэффициент песчанистости, д.ед.; коэффициент расчлененности, д.ед.; коэффициент непрерывности пласта, д.ед.; коэффициент вариации проницаемости, д.ед.

4.Фильтрационно-емкостные параметры: проницаемость, мкм2; пористость, д.ед.;

механический состав породы, д.ед.; гидропроводность пластов, мкм2 см/(мПа×с); начальная нефтенасыщенность, д.ед.

5.Физико-химические параметры флюидов: вязкость нефти в пластовых условиях,

мПа×с; плотность нефти в пластовых условиях, мПа×с; подвижность нефти в пластовых

условиях, мкм2 /(мПа×с); объемный коэффициент, д.ед.; газовый фактор (начальная газонасыщенность), д.ед.

6.Пластовые условия: начальное пластовое давление, МПа; давление насыщения нефти газом, МПа; упругий запас энергии; пластовая температура, С.

Задача. Методом попарного сравнения определить значимость каждого из параметров

Например.Для трех параметров:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

глубоково дноморская

Примечание.нб неблагоприятная, нд неоднородная, о однородная.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Интеллектуальное заканчивание скважины с максимальной площадью контакта

сколлектором пласта.

В2004 г. инженеры компании SaudiAramco осуществили пробныйпроект бурения и заканчиванияскважины с максимальной площадью контакта с коллектором пласта. Она была построена на залежиХарадх (Haradh),расположенной в юго-западной части гигантскогоместорождения Гхавар (Ghawar)в Саудовской Аравии.

Рис. 1. Карта расположения месторождения Гхавар в Саудовской Аравии.

Эта залежьвводилась в эксплуатацию в три последовательных этапа в течение примерно 10 лет, с мая 1996 г. По январь 2006 г. На этапе I скважины имели традиционное заканчивание, нонакопленный опыт подтолкнулинженеров компании SaudiAramcoк

включению концепции максимальной площади контакта, многоствольной технологии и интеллектуального заканчивания в этапы IIи III (рис. 2).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.2. Структура освоения залежи Харадх. Эта залежь, расположенная в юго-западной части гигантского месторождения Гхавар (Саудовская Аравия), вводилась в эксплуатацию в три этапа (май 1996 г., апрель 2003 г. и январь 2006 г.), включавших

примерно равные запасы. Общая мощность добычи составляет 900 000 барр./сутки (143 000 м3/сутки). Протяженность залежи Харадх – 75 км (46 миль), а максимальная ширина – 26 км (16 миль). На втором этапе предусматривались горизонтальные скважины с максимальной площадью контакта с коллектором пласта и интеллектуальным заканчиванием. Положительные результаты применения этих стратегий в отношении управления разработкой всей залежи побудили компанию осуществить третий этап с использованием многоствольного интеллектуального заканчивания.

Скважина А12 на залежи Харадхбыла изначально закончена изустановленного

горизонтальнохвостовика диаметром 7 дюймов. Из него был пробурен горизонтальный

открытый участок диаметром61/8 дюйма, а на участке с высокимипотерями бурового

раствора при бурении был установлен хвостовик диаметром 4½ дюйма. Из хвостовика

диаметром 7 дюймов пробурено еще два ответвления, законченныхоткрытым стволом(рис.

3).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.3. Интеллектуальная многоствольная скважина. СкважинаА12 на залежи Харадх включает горизонтально установленный хвостовик диаметром 7 дюймов, горизонтальный необсаженный участок и хвостовик диаметром 4½ дюйма. Из хвостовика диаметром 7 дюймов пробурено еще два ответвления, законченных открытым стволом. Вместе с преимуществами максимальной площади контакта с коллектором пласта в многоствольных скважинах, система регулирования притока и внутрискважинных измерений позволила существенно снизить водоприток на залежи Харадх.

При таком стандартном многоствольном заканчиванииводопритокизначально отсутствовал, однако менее чем через год обводненностьпродукции достигла почти 23%.

Врезультате уменьшился перепаддавления и общий объема добычи и увеличились затраты на обработкускважины иудаление воды, что сделало борьбу с водопритоком первоочередной задачей. В ответ на сложившуюся ситуацию компания Schlumberger спроектировала и установила систему интеллектуального заканчиванияс многопозиционными скважинными клапанами регулирования притока и поверхностнымидебитометрами для избирательного контроля водопритока из каждой из трех зон. Благодаря оптимизации скважинных регуляторов притока обводненность снизиласьс 23% практически до нуля.Успех интеллектуальных скважин наХарадхе стал результатом применения подхода к проектированию, планированию и установке, учитывающего специфику управленияпроектом. Пять отделов компанииSchlumberger работали совместно с отделами компании SaudiAramco, занимающимися оборудованием, добычей, бурением и ремонтом скважин, управлением разработкой продуктивного пласта и оценкой параметров пласта.

Усилиями последних двух отделов обеих компаний с помощью программы анализа системы добычи PIPESIM была построена модель многоствольной скважины с целью расчета давлений на каждом ответвлении при различной обводненности. Моделирование позволило оценить производительность ответвлений на клапанах регулированияпритока при различных давленияхи дебитах. Перед запуском этого проекта состоялось двухдневное совещание многопрофильной группы, включавшей более 30 специалистов компанийSchlumberger и SaudiAramco. Оно было посвящено планированию проекта, предварительной проработке схемы заканчивания, согласованиюкритериев проектирования и процедур установки и распределениюобязанностей. Участники совместно составили список действий из 28

пунктов дляисключения проблемво время работ.Полевая группа включала бригады по заканчиванию, кабельному каротажу, операциям на ГНКТи испытаниям на многофазный поток под управлением менеджера компании Schlumberger по передовым методам заканчивания. Учитывая историю ремонтов скважинывозможное присутствие деформаций обсадной колонны, способных повлиять на установку компоновкиинтеллектуального заканчивания, отделы кабельного каротажа и скважинных работ произвели измерения коррозии с помощью ультразвукового сканера UltraSonicImager (USI),спущенного на ГНКТ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Полученныерезультаты подтвердили целостность обсадной колонны и возможность

установки системы QUANTUMс гравийным фильтром и многоканальным пакером.

Использованиемобильной системы мониторингамногофазного потока PhaseTester и системы

мониторинга и сбора данных в реальном времени InterACTпозволило группе

оптимизироватьпараметры интеллектуального заканчивания (рис. 4).

Рис. 4. Оптимизация в реальном времени. Совместное использование мобильного оборудования для мониторинга многофазного потока PhaseTester, измеряющего дебит на поверхности, скважинных датчиков давления и температуры и системы мониторинга и сбора данных в реальном времени InterACT обеспечило инженеров компании SaudiAramco необходимой информацией и доступом к изменению настроек скважинных клапанов регулирования притока в реальном времени. Результатом стала максимальная добыча нефти при минимальной обводненности.

Это дало возможность инженерам компании SaudiAramco, находящимся в городских

офисах, настроить скважинные клапаны регулирования притока в реальном времени для

максимизации дебита нефти и минимизации обводненности. В ходе испытания и установки

оборудования и последующего испытания скважины на приток осуществлялосьcвыше 10

полных рабочих циклов для каждого регулятора – 110 изменений положения, что

эквивалентно нескольким годам работы в обычном режиме. Скважина была полностью

испытана на приток и введена в эксплуатацию при минимальном дебите воды. Инженеры

SaudiAramco согласились с тем, что без интеллектуального заканчивания скважина быстро

бы обводнилась и перестала бы давать нефть.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция 08

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Первичные методы разработки – это совокупность естественных (природных) сил, которые

обеспечивают перемещение нефти и газа в пласте к забою скважины.

Внефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:

напор контурной воды под действием ее массы;

напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды;

давление газа газовой шапки;

упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа;

сила тяжести нефти

сжимаемость горных пород под действием силы тяжести.

При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно

различают режимы нефтяных залежей:

водонапорный

упруговодонапорный

газонапорный (режим газовой шапки)

растворенного газа

гравитационный

переуплотнения (compaction)

Вгазовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают режимы:

газовый (режим расширяющегося газа)

упруговодогазонапорный.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами:

характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-

коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной

системой.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании природных видов энергии для разработки залежи от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-

промысловых исследований для контроля за разработкой.

Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи

— темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки,

возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Внефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:

напор контурной воды под действием ее массы — водонапорный режим;

напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды —

упруговодонапорный;

давление газа газовой шапки — газонапорный (режим газовой шапки);

упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа — растворенного газа;

сила тяжести нефти — гравитационный;

сила тяжести вышележащих горных пород - режим переуплотнения.

Вгазовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают

газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами породколлекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой.

На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи

— темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи.

Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь.

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.

РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Водонапорный режим

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема водонефтяного контакта (ВНК) (Рисунок 1 а).

Рисунок 1 — Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме

а — изменение объема залежи в процессе; б — динамика основных показателей разработки;

1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти;

положение ВНК: ВНКнач — начальное, ВНКк — конечное; давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях:

больших размерах законтурной области;

небольшой удаленности залежи от области питания: высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;

отсутствие тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе;

низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут

полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (Рисунок 1 б):

тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;

достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, — до 8 – 10 % в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 – 90 % извлекаемых запасов нефти;

извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0.5 – 1.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти

—до 0.6 – 0.7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.

Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской (Оренбургской), Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.

Упруговодонапорный режим

Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

а

Рисунок 3 — Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме

а — пример залежи; б — динамика основных показателей разработки. давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (Рисунок 3б). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0.4. Поэтому, при равных балансовых запасах и равных темпах разработки, абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

Режим растворенного газа

Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Динамика годовых показателей разработки залежи приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.

давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж —жидкость;

В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н - коэффициент извлечения нефти.

Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки среднее значение

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

промыслового газового фактора намного (в 4 – 5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0.2 – 0.3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15.

Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и

др.

Гравитационный режим

Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рисунке 5. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.

Рисунок 5 — Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти qн,:

1 - 3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти.

Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0.5.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.

Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.

Режим переуплотнения

Режим проявляется в случае, если в горной породе был достигнут предел упругости, порода начинает переуплотняться, а также, сила тяжести вышележащих горных пород может привести к переуплотнению порового пространства нефтегазоносных горизонтов при значительном снижении пластового давления относительно начального на средней и поздней стадиях разработки. Это может приводить к локальным землетрясениям.

РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Газовый режим

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.

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 характерно что, удельная добыча газа на 0.1 МПа снижения пластового давления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным залежам в период максимальной добычи до 8 – 10 % начальных запасов в год и более. Значительного поступления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0.9 – 0.97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

Упруговодогазонапорный режим

Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0.2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0.2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме.

Смешенные природные режимы залежей

При рассмотренных природных режимах залежей с одним преобладающим видом энергии относительно небольшое действие оказывают и другие природные силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой залежи: при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного газа и т.д.

Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки. Упруговодогазонапорный режим газовых залежей — по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5 – 10 % извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Drive mechanisms

Natural forces in the reservoir that displace hydrocarbons out of the reservoir into the wellbore and up to surface.

Reservoir-drive mechanisms include gasdrive (gas cap or solution gasdrive), waterdrive (bottomwater drive or edgewater drive), combination drive, and gravity drainage. Waterdrive is the most efficient drive mechanism, followed by gasdrive and gravity drainage.

Reservoir-drive mechanisms are also called natural drives.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция на тему «Заводнение и нагнетание природного газа. Математическая модель заводнения»

Заводнение самый распространенный метод воздействия на залежь, при котором процесс вытеснения нефти водой происходит при одновременном поддержании пластового давления. Более 80% залежей нефти разрабатываются с использованием заводнения. В качестве рабочего агента используется вода в силу её вытесняющей способности, широкой доступности и дешевизны. В таблице 1 приведены критерии применимости гидродинамических МВ.

Таблица 1. Критерии применимости гидродинамических МВ

Использование воды при заводнении обеспечивает достаточно высокую устойчивость фронта вытеснения вследствие того, что плотность и вязкость воды близки к соответствующим характеристикам большинства нефтей, а также потому, что высокое межфазное натяжение не способствует вязкостному языкообразованию. Насыщенность остаточной нефтью варьирует в широких пределах от 0,05 до 0,80 д.ед. Эта величина зависит в основном от соотношения подвижностей нефти и воды и от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта. На эффективность процесса заводнения оказывает влияние и соотношение подвижностей воды ( в) и нефти ( н):

M = в/ н.

Вследствие более низкой вязкости воды по сравнению с нефтью ее подвижность больше.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.1. Разновидности метода заводнения.

Выбор вида заводнения (рис.1) определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений и др.

Законтурное заводнение (рис.2). Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 – 800 м. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме.

Законтурное заводнение целесообразно:

при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5 – 1,75 км;

при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

Контуры нефтеносности: 1 - внешний, 2 - внутренний, скважины: 3 - нагнетательные, 4 - добывающие.

Рис.2. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Такой вид заводнения применяют в пластовых резервуарах с параметрами пластов и нефтей, перечисленными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности.

Площадное, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются по строгой сетке (пятиточечная, семиточечная, девятиточечная, ячеистая). Системы с площадным заводнением обладают большей активностью, чем охарактеризованные ранее.

Избирательное (рис.5) предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают те, которые обеспечат эффективное строение на весь объем залежи. Избирательное заводнение применяют при резкой неоднородности пластов, нарушении объекта разрывами.

Зоны пласта с проницаемостью 1 - высокой, 2 - низкой.

Рис.5. Система разработки нефтяной залежи с избирательным заводнением.

Очаговое, в котором очаги заводнения создаются на отдельных участках после освоения запроектированного вида заводнения.

Головное - при котором вода нагнетается в наиболее повышенные зоны залежей тектонически, или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное - применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа для изоляции газовой (газоконденсатной части залежи) от кольцевой. При этом кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны вблизи внутреннего контура газоносности. В результате в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения позволяет разрабатывать одновременно и нефтяную и газовую части месторождения.

Нестационарное заводнение

Виды стационарного заводнения:

1.Циклическое заводнение

2.Изменение фильтрационных потоков – перераспределение объемов нагнетания воды и отборов жидкости по группам скважин или участкам пласта

3.Оптимизация перепадов давления между Рзаб и Рпл

4.Форсированный отбор жидкости по скважинам или группам скважин на высокообводненных участках

Цель нестационарного заводнения – периодическое изменение условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных отложениях создается нестационарное распределение Рпл и возникает неустановившееся движение газа и жидкости.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технологии

1.При заводнении - периодическое изменение объемов нагнетаемой воды и добывающей жидкости

2.При естественных режимах (водонапорных) – циклический отбор жидкости.

Механизмы воздействия

Достижение таких условий при которых будут при которых будет проявляться упругие силы пласта, создание градиентов гидродинамических давлений, которые приводят к перетокам жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки изменению форм и направлений движений флюидов, внедрение нагнетаемой воды в застойные низкопроницаемые зоны и перемещение нефти в зоны активного дренирования.

Критерии применимости

Чем больше сжимаемость пластовой системы, тем интенсивнее перетоки жидкости в неоднородном пласте.

Желательно, чтобы Рпл было меньше Рнас, так как при этом происходит увеличение объема воды, внедряемой в низкопроницаемые участки. Свободная газовая фаза положительно сказывается на нестационарном заводнении, благоприятна большая слоистость и расчлененность.

Управляющие параметры

1.Максимальные амплитуды колебаний давлений в период максимальной закачки агента

2.Минимальные – в преиод отбора

3.Время цикла нагнетания- 3-10суток

Циклическое заводнение предназначено для увеличения охвата пласта. Изменение направления фильтрационных потоков осуществляется путем смены режима нагнетания на режим отбора жидкости в нагнетательной скважине и смены режима отбора на режим закачки воды в добывающей скважине. Эта модификация заводнения также служит увеличению охвата пласта воздействием. Наиболее заметные изменения свойств пластовой нефти происходят в хорошо дренируемых зонах при длительной эксплуатации с высоким водонефтяным фактором (ВНФ).

Изменение направления фильтрационных потоков

Цель: повышение эффективности заводнения при одновременном сокращении объемов прокаченной воды.

Смена фильтрационных потоков эффективна в момент прорыва воды в эксплуатационные скважины, для нефтей с повышенной вязкостью, в зональном и слоистонеоднородных залежах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нагнетание природного газа

Метод нагнетания природного газа основан на его способности растворяться как в воде, так и в нефти. Использование природного газа для извлечения нефти началось в 30-х годах прошлого века как вторичного метода вытеснения нефти. Вытеснение нефти при нагнетании природного газа происходит за счет изменения вязкости нефти и воды. Вязкость нефти в значительной степени уменьшается, в то время как вязкость воды незначительно увеличивается (в 1,2 1,3 раза). Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды; увеличению охвата пласта на 5 10%; увеличению объема нефти в 1,2 1,5 раза (за счет ее обогащения природным газом)

Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при разработке залежей легкой нефти. Под смешиваемостью понимается способность природного газа и нефти смешиваться в неограниченной пропорции и образовывать единую фазу с отсутствием поверхности раздела между ними. Наиболее существенными факторами, влияющими на успешность применения метода нагнетания природного газа, являются вязкость пластовых жидкостей, нефтенасыщенность и гетерогенность пласта. Если природный газ находится в газовой фазе, то он растворяется в воде и нефти и, обратно, если природный газ находится в жидкой фазе, то вода растворяется в природном газе, а легкие компоненты нефти переходят в газовую фазу. Механизм вытеснения нефти природного газа имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Целесообразность применения несмешивающегося вытеснения нефти природным газом обусловлена более низкой стоимостью процесса и требуемым давлением нагнетания. В процессе смешивающегося вытеснения нефти природным газом происходит растворение природного газа в нефти и воде. В первом случае происходит набухание нефти, уменьшение ее вязкости и улучшение подвижности и капиллярного впитывания воды пористой средой. Во втором случае несколько возрастает вязкость воды и уменьшается ее подвижность, снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть вода. Метод нагнетания природного газа – это широко применяемый и эффективный вторичный метод воздействия. Основные технологии: непрерывное нагнетание природного газа; нагнетание воды, насыщенной природным газом до 3 7%; вытеснение оторочкой природного газа (размер оторочки 0,1 0,3 объема пор); чередующиеся оторочки природного газа и воды для снижения языкообразования; циклическая закачка природного газа и воды.

Условия полного смешивания природных газов с нефтью достигаются при более высоких давлениях по сравнению с двуокисью углерода. Углеводородный газ смешивается с нефтью при давлениях порядка 25 35 МПа, а азот 36 50 МПа. Коэффициент вытеснения нефти природным газом ниже коэффициента вытеснения нефти при использовании двуокиси углерода (примерно на 2 4%). Эффективность несмешивающегося вытеснения нефти углеводородным газом также ниже вытеснения нефти двуокисью углерода. Добавление CO2 к нагнетаемому природному газу заметно увеличивает

нефтеотдачу. Углеводородный газ в основном применяют для добычи легких нефтей и доразработки нефтяных залежей после первичных методов. Эффективность вытеснения нефти природным газом тем выше, чем больше этан-пропан-бутановых компонентов в составе нагнетаемого газа. Источником природного газа может служить либо нефтяной газ, либо газ газовых шапок, либо газ из газовых месторождений. Кроме того, для достижения более полного смешивания газа с нефтью в газовый поток добавляют широкую фракцию легких УВ (ШФЛУ). Объем оторочки в успешных проектах составлял до 35 40% порового объема, а дополнительная нефтеотдача за счет применения метода достигала 12 30% начальных извлекаемых запасов. Нагнетание углеводородных газов перспективно для

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

разработки рифогенных и пологозалегающих месторождений с легкой нефтью. В основном перспектива его применения зависит от цен на углеводородные газы и нефть.

В таблице 2 приведены критерии применимости нагнетания природного газа.

Таблица 2. Критерии применимости нагнетания природного газа

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Диаграмма кривых капиллярного давления:

(1)

(2)

В(1) зоне вода находится в капельном состоянии, т.е. является связанной, тогда как нефть представляет собой сплошную фазу.

Во (2) зоне происходит совместная фильтрация воды и нефти. S* - насыщенность связанной водой.

В(3) зона – зона, в которой вода представляет собой сплошную фазу, а нефть находится в капельном состоянии.

(1 – S*) – остаточная нефтенасыщенность.

Капельное состояние фаз – это такое состояние фаз воды или нефти, когда она разбита на несвязанные между собой капли, т.е. S* < S < S* для зоны (2), там, где происходит совместная фильтрация.

Кривые Леверетта получены при специальном исследовании керна. В начале образец горной породы насыщается водой, затем нефтью => получаем кривую (1)

(1) – процесс вытеснения воды нефтью; Этот процесс отражает формирование залежи нефти и газа в ловушках с учетом

миграции нефти и газа к этим ловушкам.

(2) – процесс вытеснения нефти водой, называемый пропиткой. S* - насыщенность связанной водой;

S* - насыщенность остаточной нефтью.

(2) кривая имеет гистерезисный характер, т.е. не возвращается в исходную точку, а приходит в точке S*, т.е. в точку, где нефть перестает быть однородной фазой и превращается в капельки.