Основные понятия

Месторождение – скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

Залежь – естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Система разработки месторождения – совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ

Упругий режим. Главное условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом, поля давления и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области, неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.

Водонапорный режим. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме.

Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения.

Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

Упругий газонапорный режим характеризуется расширением объема свободного газа газовой шапки и вытеснением им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.

Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным.

Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились.

Смешанные режимы - режимы, при которых возможно одновременное проявление энергии растворенного газа, упругости и напора воды.

Газовый режим (режим расширяющегося газа) – режим при котором газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт – газопровод, является давление, создаваемое расширяющимся газом.

Водонапорный режим газовой залежи. Основной источник пластовой энергии при этом режиме – напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий:

• Упругий режим газовой залежи связан с упругими силами воды и породы.

• Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Добыча нефти – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объекте, в единицу времени (напр., тонн/сутки).

Добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (м³ /сутки).

Газовый фактор – отношение объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти.

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам.

Конечная нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим (балансовым).

Темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

П е р в а я с т а д и я разработки (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода.

В т о р а я с т а д и я разработки (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется стабильными годовыми отборами нефти в соответствии с запроектированными показателями.

Т р е т ь я с т а д и я разработки (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме.

Четвертая cтадия разработки (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Обводненность продукции – отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы (или от 0 до 100 %).

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти (выражается в %/год).

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения (измеряется в ).

Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения.

Период постоянной добычи газа продолжается до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, когда добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).

Период падающей добычи газа характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи.

Ф о н д с к в а ж и н – общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный.

Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки.

Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт.

Параметр плотности сетки скважин – площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину, м²/скв.

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова – отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин, т/скв.

Параметр – отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т. е. .

Параметр – отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т. е. .

Системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам: 1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр; 2) расположению скважин на месторождении.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт различают расположением скважин по трехточечной и четырехточечной сетке. При расположении скважин учитывают положение водонефтяного (ВНК) и газонефтяного(ГНК) контактов.

Системы разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт могут быть с законтурным, приконтурным и внутриконтурным заводнением.

Внутриконтурное заводнение осуществляют с помощью рядных или блоковых, площадных, батарейных или смешанных систем расположения нагнетательных и добывающих скважин.

Элемент системы разработки содержит минимальное количество (в том числе и долю) нагнетательных и добывающих скважин, характеризующих данную систему в целом. Так как месторождение вводится в разработку и по площади и во времени постепенно, то, рассчитывая показатели разработки для одного элемента и складывая элементы, прогнозируют темп разработки, текущую, конечную нефтеотдачу и другие показатели разработки для месторождения в целом.

Однорядная система разработки характеризуется чередованием одного ряда нагнетательных и одного ряда добывающих скважин. Расположение скважин может быть как линейным, так и в шахматном порядке. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1/1. Система очень интенсивная, но экономически малоэффективная из-за большого числа нагнетательных скважин.

Трехрядная (пятирядная) системы разработки месторождений с заводнением характеризуются чередованием одного ряда нагнетательных и трех (пяти) рядов добывающих скважин. Средний ряд добывающих скважин называется стягивающим. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1/3 (1/5).

Системы с площадным расположением скважин применяют для разработки сильно неоднородных по площади пластов. Выделяют системы с пятиточечным (отношение нагнетательных и добывающих скважин 1/1), семиточечным (1/2) и девятиточечным (1/3) расположением скважин.

Система разработки с батарейным расположением скважин используется в редких случаях в залежах круговой формы в плане. Характеризуется чередованием нагнетательных и добывающих скважин на концентрических окружностях.

Смешанные системы разработки — комбинация различных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используются их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

Очаговое и избирательное заводнения, применяют для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ

Моделирование – постановка соответствующих процессу разработки нефтяного месторождения математических задач, включающих дифференциальные уравнения, начальные и граничные условия. Процедуры расчетов на основе моделей называют методиками расчетов.

Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Детерминированные модели пласта – это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта.

Вероятностно-статистические модели пласта ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.

Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве всех параметров в любом направлении, исходящем от рассматриваемой точки пласта.

Модель зонально-неоднородного пласта – свойства пласта не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами.

Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными.

Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью.

Пористость – наличие в породе пустот (пор) не заполненных твердым веществом. Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к ее объему V

(в % или долях единицы).

Абсолютная (или физическая) пористость – отношение объема всех пор в породе к ее объему.

Эффективную или полезную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием тех или иных сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Проницаемость пород – способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) при полном насыщении пор этой жидкостью.

Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред.

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Закон Дарси: Скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления (перепаду давления, действующему на единицу длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической вязкости фильтрующегося газа или жидкости

.

За единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м³ /с.

Гранулометрический состав – содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен исследуемого образца.

Карбонатность пород – содержание в них солей угольной кислоты: известняка CaCO₃ , доломита CaCO₃  MgCO₃ , сидерита Fe CO₃ и др.

Модель поршневого вытеснения нефти. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт, впереди которого нефтенасыщенность равна начальной, а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью.

Модель непоршневого вытеснения нефти. По схеме Баклея – Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади – одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям.

Уравнение неразрывности при одномерном прямолинейном движении насыщающего его вещества

Полная энергия единицы массы пласта состоит из отнесенных к единице массы внутренней удельной энергии пород пласта и насыщающих его веществ , удельной потенциальной и кинетической энергии веществ, движущихся в пласте со скоростью .

Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Коэффициентом охвата пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Текущая нефтеотдача равна произведению коэффициента вытеснения нефти водой на коэффициент охвата пласта воздействием .

Коэффициентом продуктивности скважины называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями, соответствующими дебиту:

[ ].

Аналогом коэффициента продуктивности для нагнетательных скважин является коэффициент приемистости

.

Гидропроводность пласта в районе скважины . Этот параметр измеряют в единицах: .

Пьезопроводность пласта – параметр, характеризующий скорость перераспределения давления в упругом пласте в связи с изменением пористости и проницаемости

,

где – коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта, ; – коэффициент упругоемкости пласта, ; – эффективная пористость, доли единицы; – проницаемость пласта, . Значение для реальных пластов, насыщенных только жидкостью, изменяется в широких пределах (от 10^-2 до 10² м²/с).

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки.

Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю над процессом разработки. Проекты разработки составляются после завершения бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов.

Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после добычи основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) – это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

• цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

• цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);

• двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

• программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;

Трехмерная адресная геологическая модель (ГМ) месторождения – это представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, обеспечивающее формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования.

Фильтрационная (гидродинамическая) модель (ФМ) – это совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, обеспечивающая численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов, анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей, выбор мероприятий по регулированию процесса разработки и редактирование модели при внесении новых данных.

Регулирование разработки нефтяного месторождения – это совокупность мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным.

Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне.