Технологические показатели разработки нефтяных месторождений.

Технология разработки - совокупность способов применяемых для извлечения нефти из недр. Существует много показателей технологически разработки, но есть общие для всех, рассмотрим их:

1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки которая делится на четыре стадии.

2.Темп разработки нефтяного месторождения можно представить в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам месторождения G

Z(t q н (t)) = q н (t) / G

3. Добыча жидкости из месторождения - это суммарная добыча нефти и воды.

4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую – отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечную нефтеотдачу – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам, в конце разработки пласта.

5.Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки . Этот фактор характеризуется величиной газового фактора Гф.

6.Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом (обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и др.).

7.Распределение в пласте.

8.Давление на устье Ру добывающей скважины

9.Распределение скважин по способу подъема жидкости с забоя на дневную поверхность.

10.Пластовая температура.

5 . Что называется объектом разработки. Как разрабатывается объект. Что является особенностью объекта. Можно ли разрабатывать различные объекты одними и теми же скважинами путем использования технических средств.

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. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается своей сеткой скважин. Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в пластах промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации. Основными факторами являются:

- геолого-физические свойства пласта;

- извлекаемые запасы нефти, млн. т.

- толщина, м

- проницаемость, 10~3мкм2

- вязкость нефти - Z Кти,.1ЮО-3 П 3 Па-с

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

6. Назвать основные факторы влияющие на выделение объектов разработки. Как влияют геолого-физические свойства пород-коллекторов на выделение объектов разработки.

Факторы влияющие на выделение объектов разработки

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.

Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа.

Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.

Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений.

Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин.

Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

7 . Влияние физико-химических свойств нефти и газа на выделение объектов разработки. Целесообразность объединения в один объект пластов с существенно различной вязкостью нефти.

Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей.

Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.

Существенное значение при выделении объектов имеют физико-химические свойства пластовых вод, их возможность смешения. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определенного состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

Нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты, имеющие значительную толщину с мощными непроницаемыми разделами. При небольшой толщине пластов и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый пласт и регулирование процессов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. При выделении объектов разработки следует учитывать следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. В один объект разработки можно включить пласты, имеющие близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, величины начальных приведенных пластовых давлений и совпадающие в плане площади нефтеносности. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщинам, а также начальному пластовому давлению пласты нецелесообразно объединить в один объект. Сильно различающиеся по площадной и послойной неоднородности пласты тоже нецелесообразно объединять в один объект разработки.

Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, поэтому включение их в один объект разработки неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений было замечено, что средний коэффициент продуктивности скважин Кпсов, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы Кпсум средних коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно. Физическая сущность этого явления изучена недостаточно. Ряд исследователей считает, что снижение продуктивности происходит из-за перетоков жидкости между пластами, другие объясняют потерями за счет гидравлических сопротивлений в стволе скважин, некоторые исследователи объясняют это взаимовлиянием эксплуатируемых пластов.

Если в один эксплуатационный объект объединяются большое количество пластов, максимальное значение уменьшения коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной достигает 35-45 %.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефть с неодинаковыми свойствами, например, по вязкости, нецелесообразно объединять в один объект разработки, так как для извлечения продукции необходимо применять разные технологии воздействия на них, требующие различную систему расположения и различную плотность сетки скважин.

3. Фазовое состояние углеводородов и режимы пластов. Например, нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Возможность управления процессом разработки (очень много пластов объединять в один объект нецелесообразно)

5.Технология разработки и техника- технология эксплуатации скважин (если пласты рентабельно разрабатывать самостоятельно, то их объединять нецелесообразно)

Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, предварительно установленная по перечисленным геологическим признакам, далее уточняется технологическим анализом и технико-экономическими расчетами.

Одним из последних достижений в технике и технологии добычи является технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов. Применение такой технологии позволяет совместить достоинства разукрупнения объектов разработки с достоинствами совместной эксплуатации пластов. При этой технологии скважина может добывать нефть из двух объектов одновременно, обеспечивая на каждый из объектов свое оптимальное именно для этого объекта воздействие. Таким образом, потери извлекаемых запасов не происходит, а рентабельность процесса повышается за счет уменьшения количества необходимых скважин.

При этом наиболее экономична однолифтовая модификация ОРЭ, когда смешение добываемых из двух объектов флюидов происходит в одной НКТ в скважине. Однако, эта модификация осложняет процесс контроля за разработкой отдельных объектов и, кроме того, неприменима при существенных различиях в физико-химических свойствах пластовых флюидов. Двухлифтовая конструкция позволяет использовать одну скважину для полностью раздельной добычи углеводородов из двух объектов по разным НКТ. Развиваются также технологии одновременно-раздельной закачки.

8. Влияние на выделение объектов разработки фазового состояния углеводородов и режим пластов. Какие фазовые состояния имеют УВ в пластах. Назвать режимы работы пластов.

Классификация залежей по фазовому состоянию ув

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( V н=V н/V н+Vr ) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( V н 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50< V н  О,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V н  0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V н 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

Под режимом пласта понимают-характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы:

1- водонапорный,

2- упругий и упруговодонапорный,

3-газонапорный или режим газовой шапки,

4-газовый или режим растворенного газа,

5- гравитационный,

6- смешанный.

1)Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициентнефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

2) Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

9. Объяснить условия управления процессом разработки нефтяных месторождений, в зависимости от количества пластов и порпластов в одном объекте. Как технически и технологически осуществляется контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента.

Управление процессом разработки месторождений (Reservoir Management).

Разработка и эксплуатация охватывает отрезок времени от момента окончания разведки до ликвидации месторождения. Данный отрезок времени представляет собой "жизненный цикл" месторождения. Компания, осуществляющая разработку месторождения, должна активно управлять этим процессом с целью его оптимизации. Таким образом, управление процессом разработки месторождения является краеугольным понятием, включающим в себя выработку и принятие решений, относящихся ко всему комплексу проводимых на месторождении работ. Основной задачей управления является максимизация экономической эффективности разработки и эксплуатации месторождения на протяжении всего его жизненного цикла. Для достижения наилучших результатов управление процессом разработки должно осуществляться с учетом принятия во внимание всех основных факторов. Такой подход обеспечит принятие оптимальных решений и корректировку процесса разработки и добычи на всех этапах эксплуатации месторождения. Например, локальная задача увеличения добычи из нескольких отдельных скважин не должна ставиться в отрыве от рассмотрения последствий такого увеличения на интегральные показатели извлечения нефти по всему месторождению. В качестве другого примера можно привести ситуацию, когда изменения налогов или цен на нефть могут сделать эксплуатацию некоторых скважин нерентабельной. Однако, несмотря на это, окончательное решение об остановке таких скважин целесообразно принимать только после определения влияния их остановки на эффективность извлечения нефти по месторождению в целом. Определение оптимальной стратегии разработки и эксплуатации требует проведения комплексных и непрерывных исследований месторождения. Такие исследования включают создание (уточнение) геологической модели месторождения, исследование скважин и свойств коллектора и, наконец, построение на их основе схем разработки и добычи, обеспечивающих наибольшую эффективность инвестирования. Комплексная оптимизация разработки месторождения требует создания постоянно действующей модели разработки, на основе которой должно осуществляться геолого-инженерное сопровождение всей ведущейся на месторождении производственной деятельности.

Нефтяные месторождения представляют собой послойно и зонально-неднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, включающий контроль за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, степенью отмыва нефти из пластов, техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи. Решение перечисленных задач осуществляется путем проведения комплекса промыслово-гидродинамических исследований (ПГИ), лабораторных измерений (ЛИ) и промыслово-геофизических исследований (ГИС).

Геолого-промысловые методы

Геолого-промысловые исследования проводятся с целью контроля за дебитами, приемистостью скважин, обводненностью продукции, изменением состава нефти, попутной воды, закачиваемой жидкости. Эти работы выполняются в промысловых условиях работниками нефтепромыслов, лабораториями цехов научно-исследовательских и производственных работ НГДУ.

По добывающим скважинам проводятся следующие работы:

• замер дебита жидкости и газа;

• отбор проб и определение обводненности продукции;

• отбор глубинных и поверхностных проб нефти и воды на химический анализ;

• замер буферного и затрубного давлений.

Отбор глубинных и поверхностных проб нефти, а также отбор газа на лабораторный химический анализ проводится ежегодно по специальным скважинам, количество которых составляет 10% эксплуатационного фонда. Анализ этих данных позволяет проследить за характером изменения параметров пластовой нефти в процессе разработки. Отбор проб воды, поступающей вместе с добываемой нефтью, проводится по всему обводненному фонду один раз в квартал. Полученные данные используются для установления причин обводнения скважин в процессе проведения геолого-промыслового анализа.

В НГДУ периодически проводятся анализы попутной воды, химические анализы нефти, газа и анализы глубинных проб нефти. Для отбора проб используются глубинные пробоотборники. По нагнетательным скважинам проводятся определение приемистости скважин. В цехах ППД проводятся замер температуры и определение КВЧ закачиваемой воды.

Гидродинамические методы

Важная информация о состоянии залежей может быть получена при проведении гидродинамических исследований. Гидродинамические исследования включают в себя комплекс работ по контролю за энергетическим состоянием перфорированных пластов, за изменением гидродинамических параметров при изменении режима работы скважин (гидропроводность, проницаемость, коэффициент продуктивности). Определение коэффициента продуктивности необходимо проводить в добывающих и нагнетательных скважинах по индикаторным кривым или кривым восстановления давления один раз в два года, исследования глубинными дебитомерами и расходомерами – один раз в год. По данным замеров пластового, забойного давлений ежеквартально составляются карты изобар. Измерения забойных давлений по старому фонду скважин производятся один раз в полугодие, по новому – один раз в квартал. Для определения гидропроводности и пьезопроводности проводятся межскважинные исследования с помощью волн давления.

Проводятся следующие виды работ:

По добывающим скважинам-

• исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности, коэффициента продуктивности;

• замеры Рпл ( Нст), Рзаб (Ндин);

• дебитометрия, влагометрия;

• определение Тпл;

• снятие индикаторных диаграмм;

По нагнетательным скважинам -

• исследования при установившемся и неустановившемся режиме фильтрации;

• определение кривой падения давления;

• замеры Рпл, Рбуф, Тпл;

• расходометрия.