Разработка нефтяных и газовых месторождений

программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дисциплина РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Составил: к.т.н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета Саранча Алексей Васильевич Тюмень 2021 Стр. Содержание курса 1. Основные понятия, термины и сокращения 3 2. Характеристика месторождений (залежей) по фазовому состоянию 6 3. Пластовые режимы нефтяных и газовых залежей 7 4. Расчет коэффициента извлечения нефти при первичной разработке залежи 19 5. Основные свойства нефти 38 6. Производительность нефтяных скважин 53 7. Оценка коэффициента продуктивности нефтяных скважин 81 8. Характеристика притока двухфазного флюида по методу Вогеля 89 9. Объекты разработки и их выделение 101 10. Системы разработки (заводнения) нефтяных месторождений 115 11. Периоды (стадии) разработки нефтяных месторождений 138 12. Технологические показатели разработки нефтяных месторождений 145 Литература 151 ТИУ Саранча А.В. Сокращения ВНК – водонефтяной контакт ГДИ – гидродинамические исследования (скважин и пластов) ГИС – геофизические исследования скважин ГКЗ – государственная комиссия по запасам полезных ископаемых ЦКР – центральная комиссия по разработке ГРП – гидравлический разрыв пласта ГНК – газонефтяной контакт ГВК – газоводяной контакт ВНЗ – водонефтяная зона ГНЗ – газонефтяная зона ГНВЗ – газонефтеводяная зона ЧНЗ – чисто нефтяная зона КИН – коэффициент извлечения нефти КИГ - коэффициент извлечения газа КИК – коэффициент извлечения конденсата ОПЗ – обработка призабойной зоны ППД – поддержание пластового давления УВС – углеводородное сырье ЦГМ – цифровая геологическая модель ЦФМ – цифровая фильтрационная модель ЧДД – чистый дисконтированный доход УВС – углеводородное сырье ОПР – опытно-промышленная разработка НГЗ – начальные геологические запасы НИЗ - начальные извлекаемые запасы ГТМ – геолого-технические мероприятия ТИУ Саранча А.В. 3 Основные понятия Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи максимально возможного количества углеводородов и содержащихся в них сопутствующих компонентов при выполнении условий экономической целесообразности для пользователя недр и государства. ТИУ Саранча А.В. 4 Термины и определения Пласт – геологическое тело относительно однородного состава, характеризующийся сходными стратиграфическими и литологическими свойствами, для которого допустимы зональная и вертикальная формы неоднородности, ограниченное практически параллельными поверхностями – кровлей и подошвой. Пропласток – часть пласта, под которым обычно понимается прослой находящийся в интервале общей толщины пласта, ограниченный сверху и снизу другими слоями отличающимися фильтрационно-емкостными и другими физическими свойствами. Залежь углеводородов – естественное единичное скопление жидких и газообразных углеводородов в ловушке, образованной породой коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Месторождение (углеводородов) – совокупность залежей углеводородов, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. и др. источников ТИУ Саранча А.В. 5 Характеристика месторождений (залежей) по фазовому состоянию • Нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; • Газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи; • Нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%; • Газовые (Г), содержащие только газ; • Газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; • Нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат. Представленная далее информация посвящена разработке нефтяных и газонефтяных месторождений ТИУ Саранча А.В. 6 ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТИУ Саранча А.В. 7 ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, принято называть режимом пласта. В зависимости от проявляющегося вида пластовой энергии, выделяют следующие режимы: • водонапорный • упругий • газонапорный (режим газовой шапки) • режим растворенного газа • гравитационный • комбинированный (смешанный). ТИУ Саранча А.В. 8 ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ От правильной оценки режима дренирования залежи зависят технологические показатели отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи. Определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно. ТИУ Саранча А.В. 9 Водонапорный режим При этом режиме пластовое давление поддерживается за счет гидростатического столба пластовой воды, который давит на водонефтяной контакт (ВНК) краевых или законтурных вод и имеет постоянное питание из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых вод, различных водоемов или искусственной закачки воды в нагнетательные скважины. Условие существования жестководонапорного режима Р пл Р нас где Pпл – среднее пластовое давление, Pнас – давление насыщения. При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой 10 ТИУ Саранча А.В. Схема геологических условий существования естественного водонапорного режима 11 ТИУ Саранча А.В. Водонапорный режим • Следует отметить, что полного вытеснения нефти, поступающей с водой, не происходит. Нефть и вытесняющая ее вода движутся в направлении добывающих скважин одновременно. Но в связи с разностью вязкостных свойств нефти и воды, последняя имеющая меньшую вязкость, будет опережать нефть, и, соответственно, ее количество в движущемся потоке (нефть, вода) будет постоянно увеличиваться. Чем выше вязкость нефти, тем значительнее разнятся вязкостные свойства нефти и воды и тем быстрее начнется увеличение воды в движущемся потоке жидкости (нефть, вода) и, соответственно, раньше начнется опережающий прорыв воды к забою нефтедобывающих скважин. Все это в конечном счете приводит к снижению 12 нефтеизвлечения из залежи. ТИУ Саранча А.В. Частичный водонапорный режим • Если объёмная скорость внедрения воды в пласт достаточно высока, но существенно меньше скорости извлечения флюида, то такой режим называют частичным водонапорным режимом. ТИУ 13 Саранча А.В. Упругий режим  При упругом режиме движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней.  При этом режиме водоносная часть залежи очень большая и может простираться от контура нефтеносности на десятки и сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь.  При упругом режиме в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается. При упруговодонапорном режиме газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения. ТИУ 14 Саранча А.В. Газонапорный режим • Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в растворенном состоянии в нефти. • Режим работы нефтяной залежи, при котором основной движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, называется газонапорным. ТИУ 15 Саранча А.В. Режим растворенного газа (газовый режим) • Основной движущей силой при режиме растворенного газа является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи давление в ней падает, при этом начинается выделение газа из нефти. Отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, то есть к забоям нефтяных скважин. ТИУ 16 Саранча А.В. Гравитационный режим • Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. ТИУ 17 Саранча А.В. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Существуют два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный. • При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа. Газовой режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. • При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению газонасыщенного объема порового пространства газовой залежи. Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. ТИУ 18 Саранча А.В. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ ТИУ 19 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти Коэффициент извлечения нефти (КИН) – это показатель нефтеотдачи месторождения, выражающийся числом от нуля до единицы и характеризующий часть объема нефти в залежи, приведенного к поверхностным условиям, который может быть извлечен на поверхность: КИН  Qизн  К выт  К охв , Qгзн (1.1) где Qгзн – геологические запасы нефти, находящиеся в недрах Земли, но приведенные к поверхностным условиям; Qизн – извлекаемые запасы, величина которых зависит от многих факторов, таких как, текущие цены на природные углеводороды, уровня техники и технологии добычи нефти и газа, требований к защите окружающей среды и т.д. Квыт и Кохв – смотрите на следующем слайде. ТИУ 20 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти КИН  Qизн  К выт  К охв , Qгзн (1.1) Квыт – коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом (в лабораторных условиях) из колонки представительных образцов керна при соблюдении пластовых условий, среднем в системе градиенте давления, и «бесконечной» (в выходящем из колонки потоке жидкости нефти нет) промывки, к начальному объему нефти в колонке образцов. Определяется в соответствии с отраслевым стандартом (39-195-86) при скоростях продвижения воды 0,5 – 3,0 м/сут. К выт  ТИУ начальная нефтенасыщенность  конечная нефтенасыщенность начальная нефтенасыщенность (1.2) 21 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти КИН  Qизн  К выт  К охв , Qгзн (1.1) Кохв - коэффициент охвата вытеснением, который представляет собой отношение объема части залежи, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды), к ее общему объему. Зависит от плотности сетки скважин и прерывистости пласта. Применительно к месторождениям Западной Сибири для вертикальных скважин коэффициент охвата определяется по методикам В.А. Бадьянова (1971 г) или А.Н. Юрьева (1987 г). ТИУ 22 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти КИН может быть конечным и текущим, в первом случае Qизн – суммарная накопленная добыча на конечную дату разработки, а во втором Qизн – суммарная накопленная добыча на текущую дату. Величина извлекаемых запасов Qизн определяется из следующего соотношения: Qизн  (Vзал  mот  (1  Sв ) / Вн )  КИН , (1.3) где Vзал – объем нефтенасыщенной части залежи, м3; mот – коэффициент открытой пористости, д.е.; Sв – насыщенность остаточной водой, д.е; Вн – объемный коэффициент пластовой нефти, м3/м3. ТИУ 23 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти Разработка нефтяных месторождений на начальном этапе может осуществляться за счет пластовой энергии, действующей в залежи и примыкающей водоносной области, такая методика разработки, без воздействия на пласт называется первичной. В основе расчета КИН при первичной разработке, лежит расширение пластовых флюидов, которое рассматривают с упрощенной позиции изотермической сжимаемости (β), которая представляет собой относительное изменение объема, занимаемого флюидом при постоянной температуре, деленное на единичное изменение давления: 1 V   . V P T ТИУ (1.4) 24 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти 1 V   . V P T (1.4) Выражение 1.4 можно представить в более наглядной форме: dV    V  P, (1.5) где dV – изменение объема, а именно расширение пластового флюида при снижении давления ΔР; β – сжимаемость флюида, 1/Па; V – начальный объем, занимаемый флюидом, м3. Величину расширения пластового флюида dV и следует рассматривать как суммарную накопленную добычу, полученную в результате снижения пластового давления на значение ΔР. ТИУ 25 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти На рисунке представлена нефтенасыщенная залежь с газовой шапкой и подошвенной водой. Скважина вскрывает только нефтенасыщенный горизонт. Расширение газа, находящегося в верхней части залежи (газовая шапка), подошвенной воды в примыкающей водонасыщенной части снизу, и самой нефти, приводит к вытеснению из залежи эквивалентного объёма флюида. Таким образом, после того как скважина вскрывает продуктивный пласт, нефть по ней будет поступать на поверхность до того момента пока пластовое давление, на забое будет превышать давление создаваемое гидростатическим столбом нефти в скважине. ТИУ 26 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти Как известно, давление создаваемое гидростатическим столбом нефти в скважине, равно: Pг   н  g  hз , где ρн – плотность нефти, которой заполнена скважина от устья до забоя, кг/м3; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; hз – глубина от устья до забоя, м; Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 27 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти При снижении пластового давления во время вытеснения нефти к забою добывающей скважины, будут происходить подъем уровня ВНК и снижение уровня ГНК, что связано с расширением воды и газа и вторжением их в нефтенасыщенную область. Общая добыча нефти в этом случае будет складываться из нескольких объемов, возникающих при расширении нефти, газа и воды: Vдн  dVн  dVг  dVв , (1.6) Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 28 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти или с учетом 1.5 можно представить в таком виде: Vдн   н  Vн  P   г  Vг  P   в  Vв  Р, (1.7) где βн, βг и βв – сжимаемости нефти, газа и воды, соответственно, 1/Па; Vн, Vг и Vв – объем, занимаемый нефтью, газом и водой, соответственно, м3; ΔР – снижение давления, Па. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ ТИУ Саранча Саранча А.В. А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти Из энергий сжатых пластовых флюидов энергия сжатого газа, несомненно, наиболее эффективна из-за высокой его степени сжимаемости, даже если изначально в пласте присутствует лишь небольшое количество свободного газа. В таких случаях газ выделяется из нефти естественным образом в процессе разработки, когда пластовое давление падает ниже давления насыщения. Коэффициент сжимаемости для газа, состоящего на 95 % из метана в диапазоне давлений от 5 до 15 МПа равен βг=(75÷250)∙10-3 1/МПа. Энергия сжатой нефти занимает следующую позицию, с коэффициентом сжимаемости равным βн=(0,7÷14)∙10-3 1/МПа. Расширение нефти будет иметь значение лишь в том случае, когда объемы нефти велики. Энергия, выделяемая при расширении сжатых вод вне коллектора, немного меньше, с коэффициентом сжимаемости равным βв=(0,4÷0,5)∙10-3 1/МПа, однако она может быть главным фактором даже при низкой сжимаемости воды. Это объясняется тем, что размеры большинства водоносных формаций, обычно, намного превышают размеры углеводородных залежей. Запасы нефтяных месторождений измеряют миллионами, а иногда миллиардами метров кубических, в то время как запасы подстилающих водоносных формаций — миллиардами, а иногда и триллионами. ТИУ 30 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти Также необходимо отметить, что и сама горная порода, а именно мельчайшие зерна, из которых она состоит, обладает некоторой энергией расширения, так как находится под давлением. Значение этого фактора не велико для разработки месторождений, а коэффициент сжимаемости для горных пород (сильно и слабо сцементированных) находится в диапазоне значений βгп= (0,1÷0,2)∙10-3 1/МПа. ТИУ 31 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.1 Упражнение 1.1. Рассчитать коэффициент извлечения нефти при разработке залежи за счет расширения пластовых флюидов, при пористости mот = 0,2; остаточной водонасыщенности Sв = 0,15; пластовом давлении вблизи забоя скважины Рпл = 14867475 Па; ускорении свободного падения g = 9,8 м/с2; плотности нефти ρн = 850 кг/м3; сжимаемости нефти, газа и воды, βн = 2,18∙10-9 1/Па, βг = 75∙10-9 1/Па, βв = 0,44∙109 1/Па, соответственно; объеме воды в подошвенной части залежи V = 20∙107 м3 и в 3 3 объемном коэффициенте Вн = 1,3 м /м . Значения объема нефтенасыщенной части залежи Vн.з, глубины забоя hз и объема газа, находящегося в газовой шапке Vг, представлены в таблице 1.1. Пример расчета смотрите на следующих слайдах. Таблица 1.1 – Исходные данные к упражнению 1.1. Вариант 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ТИУ hз, м Vн.з, м3 Vг, м3 1550 1455 1300 1600 1590 1630 1710 1670 1520 1470 129411764,7 135294117,6 217647058,8 82352941,18 100000000 82352941,18 158823529,4 176470588,2 164705882,4 105882352,9 4∙106 6∙106 8∙106 10∙106 14∙106 11∙106 17∙106 15∙106 2∙106 3∙106 32 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.1 Пример расчета. Для расчета будем использовать схему, представленную на рисунке ниже. Допустим, что объем газа, находящегося в газовой шапке, и объем воды, находящейся в подошвенной части залежи, известен. Необходимо определить объем нефти в метрах кубических, находящегося в нефтенасыщенной части залежи при пористости mот = 0,2; остаточной водонасыщенности Sв = 0,15; объеме нефтенасыщенной части залежи Vн.з = 117647058 м3: Vн  Vн. з  mот  (1  S в )  117647058  0,2  (1  0,15)  20 млн. м 3 Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ ТИУ 33 Саранча Саранча А.В. А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.1 Для того чтобы рассчитать количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, необходимо определить величину снижения пластового давления ΔР. Фонтанирование скважины будет происходить при условии и до того момента, пока пластовое давление Рпл больше, чем давление создаваемое гидростатическим столбом жидкости Рг в скважине, заполненной нефтью. Поэтому, упрощая задачу, будем считать, что снижение пластового давления будет одновременно и равномерно происходить по всей залежи и будет равно, при пластовом давлении вблизи забоя Рпл = 14867475 Па; глубине забоя hз = 1500 м; ускорении свободного падения g = 9,8 м/с2; плотности нефти ρн = 850 кг/м3: Р  Рпл   н  g  hз  14867475  12495000  2372475 Па Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 34 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.1 Рассчитываем количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, при сжимаемости нефти, газа и воды, βн = 2,18∙10-9 1/Па, βг = 75∙10-9 1/Па, βв = 0,44∙10-9 1/Па, соответственно; объеме газа в газовой шапке и воды в подошвенной части залежи Vг = 5∙106 м3, Vв = 20∙107 м3, соответственно. Полученное значение в метрах кубических необходимо перевести в тонны, так как добыча нефти измеряется в тоннах в отличие от газа, замеры которого проводят в м3: dVдн  Р  (  н  Vн   г  Vг   в  Vв )   2372475  (2,18 10 9  20 10 6  75 10 9  5 10 6  0,44 10 9  20 10 7 )   1231315 м 3  1,23 млн. м 3  0,85 тонн / м 3  1,05 млн. тонн нефти Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 35 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.1 Теперь для расчета коэффициента извлечения нефти необходимо определить геологические запасы нефти, приведенные к поверхностным условиям, при объемном коэффициенте Вн = 1,3 м3/м3: Qгзн  Vн. з  mот  (1  S в ) / Вн  117647058  0,2  (1  0,15) / 1,3  15,38 млн. м 3   15,38 млн. м 3  0,85 тонн / м 3  13,08 млн. тонн Далее количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, считаем извлекаемыми запасами и определяем КИН: КИН  Qизн 1,05   0,08 Qгзн 13,08 Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: Vг – объем газовой шапки; Vн – объем нефтенасыщенной части; Vв – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) ТюмГНГУ 36 Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти Также для сравнения в данном примере сделан расчет КИН при отсутствии газовой шапки и при условии, что газовая шапка по объему такая же, как и нефтенасыщенная часть залежи. Расчеты показывают, что при отсутствии газовой шапки КИН составит 0,02, а при условии, что газовая шапка такая же по размерам, как и нефтенасыщенная часть залежи, КИН составил 0,25. Таким образом, газ газовой шапки, благодаря его высокой сжимаемости, вносит значительный вклад в добычу нефти. Очевиден тот факт, что при разработке нефтяных месторождений не следует отбирать газ из газовой шапки, который, хотя и имеет коммерческую ценность, но играет более важную роль, оставаясь в залежи и вытесняя нефть при расширении. ТИУ 37 Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА НЕФТИ ТИУ 38 Саранча А.В. Нефть • Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СnН2n+2), нафтеновой (СnН2n, СnН2n-2, СnН2n-4) и ароматической (СnН2n-6, 12, 18, 24) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металло-органические комплексы. Кислород в нефтях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых условиях в том или ином количестве содержится растворенный газ. ТИУ 39 Саранча А.В. Нефть • По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нафтеновые и ароматические. • По содержанию парафинов нефти подразделяются на малопарафинистые (содержание парафинов не выше 1,5%), парафинистые (1,51—6%) и высокопарафинистые (выше 6%). • По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5 %), сернистые (0,51—2 %) и высокосернистые (выше 2 %). Сера в нефтях при содержании ее более 0,5 % имеет промышленное значение. • По содержанию смол выделяются нефти малосмолистые (менее 5%), смолистые (5—15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышленных значений. 40 ТИУ Саранча А.В. Свойства нефти в стандартных и пластовых условиях • В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся: плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, плотность и вязкость. ТИУ 41 Саранча А.В. Плотность нефти Отношение массы к занимаемому объему (кг/м3 или г/см3). Классификация нефтей по плотности: • 780-850 кг/м3 – легкая нефть, • 851-899 кг/м3 – нефти средней плотности, • 900-1000 кг/м3 – тяжелые нефти, • более 1000 кг/м3 – битумы. ТИУ 42 Саранча А.В. Плотность пластовой нефти определяется по формуле:  н.пл.   н  Rs   г Вн , где ρн – плотность разгазированной нефти, кг/м3; Rs – газосодержание, м3/т; ρг – плотность газа, кг/м3; Вн – объемный коэффициент нефти, безразмерный ТИУ 43 Саранча А.В. Вязкость нефти Вязкость или внутреннее трение, свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении. Различают кинематическую и динамическую вязкости. • Динамическая вязкость (μ) – выражается величиной сопротивления (Па∙с) взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м2, отстоящих друг от друга на расстоянии 1м, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. Промысловая единица измерения: сПз = 10-3 Па∙с. • Кинематическая вязкость отношение динамической вязкости к плотности υ = μ/ρ. (1сСт=1мм2/с). • Обратная величина вязкости (1/μ) называется текучесть. ТИУ 44 Саранча А.В. Классификация нефтей по вязкости • • • • от 0,5 до 10 сПз – маловязкие, от 10 до 50 сПз – средне вязкие, от 50 до 200 сПз – высоковязкие; более 200 сПз – сверхвязкие нефти, на добычу которых, по действующему налоговому законодательству предоставляется нулевая ставка НДПИ. НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых, в 2017 году составляет 919 рублей на 1 тонну добытой нефти ТИУ 45 Саранча А.В. Вязкость нефти • Оценивается: 1. В специализированной физико-химической лаборатории; 2. С помощью специальных корреляций. ТИУ 46 Саранча А.В. Температура застывания – температура при которой нефть теряет свою текучесть. ТюмГНГУ 47 Саранча А.В. Объемный коэффициент нефти Показывает, какой объем в пластовых условиях с растворенным газом (при пластовых давлении и температуре) занимает один метр кубический дегазированной нефти на поверхности при стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 ºC). Определяется исходя из следующего соотношения: (Vпл ) P ,T м  Вн  ,  3 Vпов м  3 где (Vпл )Р,Т – объем нефти в пластовых условиях при давлении Р и температуре Т, м3; Vпов – объем той же нефти после ее дегазации, при атмосферном 3. давлении и температуре 20 ºC, м ТИУ Саранча А.В. 48 Объемный коэффициент нефти Эмпирическая формула для объемного коэффициента: определения Bн = 1+0,00305·Rs. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти определяется по формуле U=(Вн-1)/Вн. ТИУ 49 Саранча А.В. Коэффициент сжимаемости нефти (βн) – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. βн = (1/V)∙(ΔV/Δp), где ΔV – изменение объема нефти, м3; V – исходный объем нефти, м3; Δр – изменение давления, Па. Размерность βн – 1/Па, или Па-1. Диапазон изменения коэффициента сжимаемости для нефти: (0,7-14)·10-3 1/МПа = (0,7-14) 1/ГПа. ТИУ 50 Саранча А.В. Давление насыщения нефти газом Давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный газ, называется давлением начала испарения или давлением насыщения (Рнас). Чем выше газосодержание нефти, тем выше её давление насыщения. Для оценки можно воспользоваться эмпирической формулой: Рнас=0,916+0,107·Rs [МПа] ТИУ 51 Саранча А.В. Газосодержание • Газосодержание – это количество метров кубических газа при стандартных условиях, растворенных в одном стандартном кубическом метре нефти (или тонне), когда и газ и нефть находятся в пласте при начальных пластовых давлениях и температуре. • Эксплуатационный газовый фактор скважины – это объем природного газа (метры кубические), добываемого из скважины, в расчете на один метр кубический (или тонну) нефти. В процессе эксплуатации скважины может изменяться в особенности при снижении забойного давления ниже давления насыщения. ТИУ 52 Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ТИУ 53 Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Для расчета притока нефти при плоскорадиальной фильтрации к скважине, используют уравнение притока, связывающие дебит скважины, депрессию, свойства пласта и флюида. Уравнение притока флюида в скважину зависит от режима течения, который формируется на момент времени расчета дебита скважины. Выделяют три режима течения:  Неустановившийся;  Установившийся;  Псевдоустановившийся. Схема плоскорадиальной фильтрации а) вид сверху; б) разрез с боку ТИУ Саранча А.В. 54 ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Неустановившимся режимом течения можно назвать момент работы скважины, который существует лишь в относительно короткий период времени, когда например после ее пуска происходит углубление воронки депрессии в пласт (на рисунке ниже это соответствует моменту времени t1, t2, t3 и t4) до момента достижение ею (воронки депрессии) контура питания. (Рисунок ниже зарисовать в конспект). ТИУ Саранча А.В. 55 ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Установившийся режим течения наступает после завершения периода неустановившейся фильтрации, когда воронка депрессии достигает границ контура питания (на рисунке синяя линия соответствует установившемуся режиму), и сохраняется при условии, что давление на этой границе должно быть постоянным и не снижаться во времени, что может достигаться за счет открытой границы, через которую происходит приток эквивалентный дебиту скважины. Это возможно когда пластовое давление поддерживается за счет естественного притока или закачки вода (системы ППД). ТИУ Саранча А.В. 56 ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Псевдоустановившийся (квази- или полу-установившийся) режим течения наступает, когда скважина работает достаточно долго, дренируя площадь ограниченную непроницаемым барьером, в которую приток флюида не поступает, а значит давление на контуре будет снижаться во времени с постоянной скоростью при постоянном дебите. 57 ТиУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Для расчета притока нефти при псевдоустановившемся режиме плоскорадиальной фильтрации к скважине, при условии что забойное давление выше давления насыщения, можно использовать уравнение Дюпюи в виде: Q 2  k  h'эф Рпл  Pз  ,   Rк   (1.8) Вн  ln    0,75  S    rс   где Q – дебит нефтяной скважины, м3/с; Рпл, Рз – пластовое и забойное давление, Па; h – эффективная мощность пласта, м; rк – радиус контура питания (радиус дренирования), м; rс – радиус скважины, м; k – проницаемость пласта, м2; S – скин-фактор, безразмерный. ТИУ 58 Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН На практике, часто приходится иметь дело с нефтепромысловыми единицами измерения, так например, проницаемость измеряется не в [м2], а в [мДа], давление не в [Па], а в [атм], дебит нефтяных скважин не в [м3/с], а в [м3/сут] или даже в [т/сут], вязкость не [Па∙с], а в [сПз]. Это более удобные единицы измерения, но в этом случае в формуле 1.8 появляется перерасчетный коэффициент: Q k  hэф Рпл  Pз    Rк   18,42  Вн  н ln    0,75  S    rс   , (1.9) В уравнении 1.9 дебит нефтяной скважины измеряется в [м3/сут], для его перевода в [т/сут], необходимо умножить на плотность нефти в [т/м3]. Все составляющие уравнения 1.9 отвечают за производительность нефтяных скважин, соответственно изменение некоторых параметров, может привести к увеличению или снижению дебита. Рассмотрим более подробно коэффициент проницаемости и скин-фактор на следующих слайдах. ТИУ 59 Саранча А.В. ГИДРОПРОВОДНОСТЬ И ПЬЕЗОПРОВОДНОСТЬ ПЛАСТА Гидропроводность пласта равна отношению проницаемости и эффективной мощности к вязкости. k  hэф произведения - гидропроводность, измеряется в мД*м/сПз  k  h'эф Q  н Рпл  Pз    Rк   18,42  Вн ln   0,75  S    rс   Для оценки скорости перераспределения давления, распространяющегося от возмущающей скважины в упругой пористой среде пласта, пользуются коэффициентом пьезопроводности, который зависит от физической характеристики породы и заключающейся в ней k жидкости:   (m   ж   п ) , где χ – коэффициент пьезопроводности, м2/с; µ - вязкость жидкости, Па∙с; Βж, βп – коэффициент сжимаемости жидкости и породы, 1/Па. ТИУ 60 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ПРОВОДИМОСТИ Коэффициент выражение: Т Q проводимости представляет собой следующее k  hэф 18,42  В   k  hэф  Рпл  Pз  18,42  В     Rк   ln   0,75  S    rс   Коэффициент проводимости величина неизменная, и воздействовать на нее каким-либо способом разработчики не могут. Для увеличения производительности скважин, можно либо увеличить депрессию на пласт (путем снижения забойного давления или увеличения пластового давления посредством закачки), либо в уменьшении скинфактора (уменьшение гидравлических сопротивлений в ПЗП в результате проведения ГРП, кислотных обработок, реперфорации и др.) ТИУ 61 Саранча А.В. Пластовое давление может быть получено 1. Замером в простаивающей скважине, путем спуска в нее манометра, либо замера статического уровня и пересчета его в давление; 2. Гидродинамические исследования скважин методом КВД (КВУ) позволяют получить оценку среднего давления в зоне дренирования скважины путем корректировки экстраполированного давления; 3. По карте изобар можно иметь представление о пластовом давлении в любой точке залежи, разбуренной скважинами, в которых периодически производят замеры пластовых давлений. Карта изобар строится по данным замеров давлений, например на первое число какого либо месяца следующего затем, в котором производились замеры. Пример карты изобар будет представлен на следующем слайде; 4. По данным технологических режимов строят индикаторные диаграммы и путем экстраполяции определяют средние пластовые давления в зоне дренирования скважины. ТИУ 62 Саранча А.В. Карта изобар ТюмГНГУ 63 Саранча А.В. Забойное давление может быть получено 1. Прямым замером при наличии манометра на забое скважины; 2. Пересчетом: • в скважинах механизированного фонда по данным замеров динамического уровня в затрубном пространстве; • в фонтанирующих скважинах с помощью специальных корреляций, однако точность которых обладает значительной погрешностью, в виду сложных физических процессов имеющих место в скважинах. ТИУ 64 Саранча А.В. ПРОНИЦАЕМОСТЬ Проницаемость (k) – это фильтрационное свойство горных пород, пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления. Большая часть расчетов, связанных с экономической составляющей разработки пласта опираются на это свойство. Поэтому без сомнения, проницаемость можно назвать самым главным петрофизическим параметром пласта. Для характеристики проницаемости горных пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемостей.  Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при фильтрации через нее жидкости или газа при условии, что данный образец насыщен только этой фазой. Обычно для определения абсолютной проницаемости используют высушенный образец, пропуская через него воздух или газ, так как они отличаются наименьшими свойствами взаимодействия с породой.  Эффективная (или фазовая) проницаемость характеризует проводимость породы по отношению к одной из нескольких одновременно фильтрующихся фаз. Она также зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия и насыщенности породы каждой из фаз.  Относительной фазовой проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. ТИУ 65 Саранча А.В. АБСОЛЮТНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТЬ При определении абсолютной проницаемости горной породы, необходимо чтобы между пористой средой и фильтрующейся фазой отсутствовало физикохимическое взаимодействие. Это достигается путем пропускания через полностью очищенный и высушенный образец газа (воздуха, гелия или азота). При фильтрации газа через образец, его проницаемость определяется следующим выражением: 2  Qат   г  Рат  L k  , 2 2 A( Р1  Р2 ) Qат – объемный расход газа через образец, приведенный к атмосферным условиям, м3; A – площадь сечения образца, в данном случае круга, м2; P1 – давление на входе в образец, Па; Р2 – давление на выходе, Па; Рат – атмосферное давление, Па; μг – вязкость газа, Па∙с; L – длина образца, м. При определении абсолютной проницаемости по газу необходимо делать поправку на эффект Клинкенберга. Более подробно об этом на следующих слайдах. ТИУ 66 Саранча А.В. ПОПРАВКА НА ЭФФЕКТ КЛИНКЕНБЕРГА Это эффект был открыт Клинкенбергом в 1941 году и назван в его честь. Он заключается в том, что газы, в особенности низкомолекулярные, в отличие от жидкостей, при фильтрации в пористой среде, на границе пористая среда – газ имеют ненулевую скорость. Это приводит к более высоким объемным скоростям потока, так как газ проскальзывает по поверхности зерен. Клинкенбергом было также обнаружено, что чем меньше молекулярная масса газа, чем больше проявляется влияние этого эффекта (больше скорость на границе газ – поровый канал). ТИУ 67 Саранча А.В. ПОПРАВКА НА ЭФФЕКТ КЛИНКЕНБЕРГА Из-за эффекта Клинкенберга измеренные значения проницаемости образцов по газу выше абсолютных значений по жидкости. Клинкенберг обнаружил, что если измерить проницаемость по газу на нескольких давлениях и построить график зависимости проницаемости от обратной величины среднего давления, то экспериментальные точки лягут на прямую. Если эту линию экстраполировать на точку 1/Робр.ср=0 (бесконечное давление), отсекаемый ею на оси ординат отрезок будет представлять собой абсолютную проницаемость, эквивалентную гидравлической абсолютной проницаемости по жидкости. Для каждого газа и на каждой депрессии рассчитывается обратное среднее давление по формуле: Робр.ср 1 2   Рср Рвх  Рвых где Рср =(Рвх+Рвых)/2 – среднее давление эксперимента. ТИУ 68 Саранча А.В. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРЕМЕНТА Результаты исследования для трех газов (гелия, воздуха и углекислого газа) представлены в таблице, по результатам которых построен график, где по точкам экстраполированным в точку 1/Робр.ср=0 (бесконечное давление), получаем проницаемость, эквивалентную гидравлической абсолютной проницаемости по жидкости. В данном примере она составляет 100 мД. Параметры исследований Диаметр образца, см Высота образца, см Площадь поперечного сечения образца, см2 Атмосферное давление, МПа Давление на выходе из образца, МПа Давление обжима, МПа Параметры исследований Молекулярная масса Вязкость при атмосферном температуре 20 ºС, мПа∙с давлении обозначение D L А= πd2/4 Ратм Рвых Роб Гелий, Не 4,003 и 0,0196 Газ Воздух, Углекислый (О2+N2) газ, СО2 28,96 44,01 0,0182 0,0144 1 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 Объем газа, прошедшего через образец, см3 200 140 Давление на входе Рвх, МПа 0,2 0,2 Проницаемость, мД 308,25 200,36 Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа 6,67 6,67 2 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 Объем газа, прошедшего через образец, см3 440 330 Давление на входе Рвх, МПа 0,3 0,3 Проницаемость, мД 254,31 177,11 Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа 5 5 3 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 Объем газа, прошедшего через образец, см3 730 560 Давление на входе Рвх, МПа 0,4 0,4 Проницаемость, мД 225,02 160,29 Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа 4 4 Обозначение Проницаемость по жидкости, мДа kж ТИУ значение 3 2,5 7,065 0,1 0,1 30 100 0,2 113,23 6,67 30 260 0,3 110,40 5 30 480 0,4 108,70 4 Значение 100 69 Саранча А.В. Общие классификации проницаемости ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ В природных пластах-коллекторах обычно присутствует не одна, а одновременно две или три фазы – нефть и вода, газ и вода, нефть и газ, или одновременно нефть, газ и вода. Это усложняет законы фильтрации, так как проницаемость пористой среды, при движении в ней двух или более флюидов, принимает для каждого из них индивидуальное значение проницаемости, которое даже суммарно по каждому ниже абсолютного. Такую проницаемость называют фазовой (или эффективной), которая является непостоянной величиной, а изменяющейся в зависимости от соотношения насыщенностей. ТюмГНГУ Саранча А.В. Общие классификации И проницаемости ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ КРИВЫЕ ОФП Фазовая проницаемость измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах породы и представляют в виде значений относительных фазовых проницаемостей (ОФП), которые определяются из соотношений фазовой проницаемости к абсолютной: kв ( S в ) kн (Sв ) kот.в ( S в )  kот.н ( S в )  k k где kот.н(Sв) и kот.в(Sв) – относительные фазовые проницаемости по нефти и воде, соответственно, (Sв) означает, что величины kот.н и kот.в не постоянны, а изменяются в зависимости от степени насыщения водой; kн(Sв) и kв(Sв) – фазовые проницаемости по нефти и воде соответственно, также являются не постоянными величинами зависящими от степени насыщения водой; k – абсолютная проницаемость. ТИУ Саранча А.В. Общие классификации И проницаемости ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ КРИВЫЕ ОФП На обоих графических рисунках кривые имеют совершенно одинаковую форму. Разница только в том, что значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) изменяются от нуля до единицы. В естественных условиях водонасыщенность в коллекторе изменяется от остаточной водонасыщенности (фазовая проницаемость по воде равна нулю) до водонасыщенности, соответствующей остаточной нефтенасыщенности (фазовая проницаемость по нефти равна нулю). Концевые точки на кривых ОФП: K’от.н. – относительная фазовая проницаемость нефти при остаточной водонасыщенности Sос.в.; K’от.в. – относительная фазовая проницаемость воды при остаточной нефтенасыщенности Sос.н. ТИУ Саранча А.В. Общие НОРМИРОВАНИЕ классификации проницаемости КРИВЫХ ОФП Кривые ОФП нормируют, принимая в качестве абсолютной проницаемости не проницаемость по газу, а эффективную проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности. В результате такой нормировки фазовых проницаемостей, относительная фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности будет равна единице. На верхнем рисунке представлены типичные кривые относительных фазовых проницаемостей, без нормировки, когда за абсолютное значение проницаемости берется проницаемость по газу, а на нижнем рисунке, представлены эти же кривые после нормировки. В таблице на следующем слайде представлены данные лабораторных исследований керна, на базе которых построены графики рисунка. ОФП используются в расчете многофазной фильтрации в гидродинамических моделях. ТИУ Саранча А.В. Общие НОРМИРОВАНИЯ классификации проницаемости ПРОЦЕДУРА КРИВЫХ ОФП Для нормирования кривых используют следующие соотношения: k нор.от.н ( S в )  ОФП k (S ) kн ( Sв ) k нор.от.в ( Sв )  в в k ' н ( Sос.в ) k ' н ( Sос.в ) где kнор.от.н(Sв) и kнор.от.в(Sв) – нормированные ОФП по нефти и воде, соответственно, (Sв) означает, что величины kнор.от.н и kнор.от.в не постоянны, а изменяются в зависимости от степени насыщения водой; kн(Sв) и kв(Sв) – фазовые проницаемости по нефти и воде соответственно, также являются не постоянными величинами зависящими от степени насыщения водой; k’(Sос.в) – фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности. В нижней таблице по результатам которой построены графики кривых ОФП, фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности k’(Sос.в) = 30 мД Эффективные Относительные проницаемости, фазовые мД проницаемости, д.ед. по нефти по воде по нефти по воде kн kв kот.н kот.в Нормированные относительные фазовые проницаемости, д.ед. по нефти по воде kот.н kот.в Проницаемость по газу, мД Sв, д.ед. 100 0,25 30,00 0,00 0,30 0,00 1,00 0,00 100 0,30 20,00 0,20 0,20 0,00 0,67 0,01 100 0,40 10,00 1,00 0,10 0,01 0,33 0,03 100 0,50 5,00 3,00 0,05 0,03 0,17 0,10 100 0,60 2,50 5,00 0,03 0,05 0,08 0,17 100 0,70 1,00 8,00 0,01 0,08 0,03 0,27 100 ТюмГНГУ 0,80 0,00 12,00 0,00 0,12 0,00 0,40 Саранча А.В. ПРОНИЦАЕМОСТЬ Повлиять на проницаемость всего продуктивного пласта разработчики не могут, однако можно увеличить проницаемость в призабойной зоне пласта (ПЗП), путем кислотной обработки, например в карбонатных коллекторах. Источник данного параметра – лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования (ГДИ) и геофизические исследования скважин (ГИС). Наиболее достоверная информация о эффективной проницаемости может быть получена а результате гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации снятием кривой восстановления давления после остановки скважины. Также данные исследования, являются единственным надежным источником оценки совокупного скин-фактора. Однако для проектирования достаточно часто используют данные ГИС (с учетом корреляций на данные по керну), которые всегда имеются по всем скважинам. ТИУ 75 Саранча А.В. ПРОНИЦАЕМОСТЬ Проницаемости одного и того же коллектора может сильно варьироваться, для простоты и общего представления о проницаемости пласта обычно указывается ее среднее значение, как средне арифметическое или средне геометрическое. Используя это среднее значение можно относить коллектор к тому или иному типу согласно условной классификации представленной в таблице ниже. Классификация коллекторов по средней проницаемости Проницаемость очень низкая низкая средняя высокая очень высокая ТИУ Проницаемость газового коллектора, мДа менее 0,05 0,05 – 0,5 0,5 – 5 5 – 50 более 50 Проницаемость нефтяного коллектора, мДа менее 0,5 0,5 – 5 5 – 50 50 – 500 более 500 76 Саранча А.В. СКИН-ФАКТОР Скин-фактор (S). Параметр описывающий степень гидродинамического несовершенства вскрытия скважинной продуктивного пласта. Этот параметр может включать в себя несколько составляющих, таких как:  загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП);  частичное вскрытие;  неэффективное перфорирование;  двухфазное течение;  отклонение от закона Дарси вследствие турбулентности;  не вертикальное вскрытие. Из перечисленных факторов не все могут проявляться, но загрязнение ПЗП наблюдается всегда, которое появляется в результате проникновения фильтрата бурового раствора во время бурения. ТИУ 77 Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Скин-фактор  Если ПЗП загрязнена, то скин-фактор будет положительным и будет имеет, тем большее значение, чем больше загрязнение(от 0 и теоретически до бесконечности).  Если скин-фактор равен нулю, то ПЗП идеальная, загрязнение отсутствует.  Отрицательное значение скин-фактора (от -6 до 0) можно получит в скважинах после проведения кислотной обработки или гидроразрыва пласта (ГРП), когда создается трещина высокой проводимости, соединяющая ствол скважины с удаленными, незагрязненными участками продуктивного пласта, устраняя загрязнение ПЗП. Источник информации и скин-факторе – гидродинамические исследования скважин (ГДИС) ТИУ 78 Саранча А.В. ПРОНИЦАЕМОСТЬ И СКИН-ФАКТОР ПО ГДИС На предыдущих слайдах уже было отмечено, что источником информации о проницаемости и скин-факторе могут быть гидродинамические исследования скважин (ГДИС), а именно снятие кривой восстановления давления (КВД). ТИУ 79 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.2 Упражнение 1.2. Рассчитать дебит по нефти скважины в т/сут, используя уравнение (1.9), для всех столбцов (таблица 1.2) и процентное изменение относительно первого столбца. Полученные данные занести в таблицу. Плотность нефти 0,85 т/м3. Сделать заключение для каждого столбца. Целью данного упражнения является понимание влияния (увеличения или уменьшения) того или иного параметра входящего в уравнение (1.9) на дебит скважины. Таблица 1.2 – Исходные данные к упражнению 1.2 Проницаемость (мДа) Эффективная мощность (м) Пластовое давление (атм) Забойное давление (атм) Радиус дренирования (м) Радиус скважины (м) Вязкость нефти (сПз) Объёмный к-т (м3/м3) Скин-фактор Дебит нефти (т/сут) Изменение дебита (%) 1 5 20 270 50 500 0,1 1,2 1,3 2 5 30 270 50 500 0,1 1,2 1,3 3 5 20 240 50 500 0,1 1,2 1,3 4 5 20 270 100 500 0,1 1,2 1,3 5 5 20 270 10 500 0,1 1,2 1,3 6 5 20 270 50 400 0,1 1,2 1,3 7 5 20 270 50 300 0,1 1,2 1,3 8 5 20 270 50 500 0,1 1,5 1,3 9 5 20 270 50 500 0,1 0,9 1,3 10 5 20 270 50 500 0,1 1,2 1,3 -2 11 5 20 270 50 500 0,1 1,2 1,3 2 х Формула для расчета изменения дебита в процентах. Изменение дебита, % = (дебит полученный в процессе изменения какого либо параметра - дебит в колонке 1) / (дебит в колонке 1 ∙ 0,01). ТИУ 80 Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ТИУ 81 Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Как следует из формулы Дюпюи (1.9), уравнение индикаторной линии при плоскорадиальном потоке несжимаемой жидкости, задается уравнением прямой (нижний рисунок). Q k  h'эф   Rк 18,42  Вн   н ln    rс     0,75  S    ( Рпл  Рз )   ( Рпл  Рз ) (1.10) где η – коэффициент продуктивности, числено равный дебиту при депрессии, равной единице. Депрессией называют разницу между пластовым и забойным давлением Индикаторная диаграмма для притока однофазной жидкости: 1 – при нулевом значении скин-фактора; 2 – при положительном значении скин-фактора; 3 – при отрицательном значении скин-фактора ТИУ 82 Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Из уравнения 1.10 коэффициент продуктивности для нефтяных скважин, равен: Q   ( Рпл  Рз ) k  h'эф  Rк  18,42  Вн   н ln  0,75  S   rс  . (1.11) Коэффициент продуктивности определяется в результате испытаний скважины на разных забойных давлениях, что достигается путем отработки скважины на штуцерах различного диаметра. ТИУ 83 Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Проведение исследования. Выдержав скважину в закрытом состоянии в течение определенного отрезка времени, ее открывают на отработку через штуцер малого диаметра, поддерживая малую скорость притока. Производится регистрация дебита и забойного давления. После стабилизации дебита для увеличения притока начинают отработку скважины через штуцер большего диаметра, при этом производится наблюдение за измерениями скорости потока с течением времени. Данная процедура повторяется еще несколько раз, производится ряд замеров, результаты которых фиксируются. ТИУ 84 Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Для оценки коэффициента продуктивности с помощью соотношения (1.11) необходимо знать величину пластового давления, что не всегда возможно, для длительно работающих скважин, и в особенности при интенсивной работе соседних скважин. В этом случае для одновременной оценки названных параметров используют метод индикаторной линии (индикаторная диаграмма – ИД). ТИУ 85 Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Индикаторные диаграммы представляют собой зависимости давления на забое от дебита, построенные по результатам измерения на установившемся (квазистационарном или псевдоустановившемся) режиме работы скважины. Согласно уравнению Дюпюи для радиального притока жидкости, индикаторная диаграмма представляет собой прямую линию, наклон которой зависит от продуктивности пласта. Для одной и той же гидропроводности (kh/µ) и меняющихся скин-факторов можно получить семейство индикаторных линий, расположенных под разным углом наклона в зависимости от величины скин-фактора S (рис. 1.4). Индикаторная диаграмма для притока однофазной жидкости: 1 – при нулевом значении скинфактора; 2 – при положительном значении скин-фактора; 3 – при отрицательном значении скин-фактора ТИУ 86 Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Сущность методики построения ИД сводится к нанесению точек на график для различных забойных давлений и дебитов. Точки должны лечь на прямую линию, которую называют индикаторной линией. Тангес угла наклона индикаторной линии (угловой коэффициент) численно равен значению А (фильтрационному сопротивлению). Координата точки пересечения индикаторной линии с осью ординат соответствует пластовому давлению Обработка результатов измерений забойного давления и дебита на нескольких стационарных режимах притока однофазной жидкости ТИУ 87 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.3 Упражнение 1.3. По результатам отработки скважины на нескольких стационарных режимах были измерены давления на забое и дебиты, значения которых по вариантам представлены в таблице 1.3. Используя полученные значения, необходимо построить индикаторную диаграмму, оценить Qmax (теоритически максимальный дебит), рассчитать коэффициент продуктивности сначала оценив величину пластового давления как точку пересечения индикаторной линии с осью ординат, и потом рассчитать коэффициент продуктивности используя формулу 1.11. Вариант 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ТюмГНГУ ТИУ Таблица 1.3 – Исходные данные к упражнению 1.3 Q1, м3/сут Рзаб 1, атм Q2, м3/сут Рзаб 2, атм Q3, м3/сут Рзаб 3, атм 30 220 60 190 90 160 56 180 112 140 168 100 21 190 42 160 63 130 48 240 96 210 144 180 60 230 120 200 180 170 28,5 200 57 170 85,5 140 36 250 72 220 108 190 39 235 78 205 117 175 33 215 66 185 99 155 51 225 102 195 153 165 88 Саранча Саранча А.В. А.В. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИТОКА ДВУХФАЗНОГО ФЛЮИДА ПО МЕТОДУ ВОГЕЛЯ ТИУ 89 Саранча А.В. ДВУХФАЗНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ПО МЕТОДУ ВОГЕЛЯ Когда пластовое давление становится ниже давления насыщения нефти газом, простые уравнения притока жидкости становятся недействительными. Дело в том, что при этих условиях из нефти выделится некоторое количество растворенного газа, а значит в пласте будет происходить двухфазная фильтрация жидкости и газа. Для этого случая, Вогель предложил хорошо известное уравнение для описания двухфазного притока: q qmax 2  Рзаб  Pзаб  ,  1  0,2  0,8 Рпл  Рпл  (1.12) где q – текущий дебит скважины; qmax – абсолютно свободный дебит или теоретически максимальный дебит (т.е. дебит, который теоретически был бы достигнут, если забойное давление снизить до нуля). ТИУ 90 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.4 Упражнение 1.4. Рассчитать максимальный дебит (qмах), при условии что пластовое давление равно давлению насыщения Рпл=Рнас=200 атм. На скважине проводились одноточечное исследование на установившемся режиме, по результатам которого дебит q составил (таблица 1.4) при Рзаб=140 атм. Рассчитать дебит при Рзаб = 180, 160, 120, 100, 80, 60, 40, 20 и по рассчитанным значениям построить индикаторную диаграмму Вогеля. Пример расчета смотрите на следующих слайдах. Таблица 1.4 – Исходные данные к упражнению 1.4 Вариант q, м3/сут ТИУ 1 30 2 40 3 50 4 35 5 45 6 55 7 47 8 57 9 32 10 27 91 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.4 Максимальный теоретический дебит, при Рзаб=140 атм, Рпл=200 атм, Рнас=200 атм, q=70 м3/сут, будет равен: qmax  q  Pзаб Pзаб 2  )  0,8( )  1  0,2( Pпл Pпл   3 м  149,57 сут Теперь рассчитаем дебит при Рзаб = 180, 160, 140, 120, 100, 80, 60, 40, 20, используя уравнение (1.12). Построим индикаторную диаграмму по методу Вогеля (рис. 1.6). дебит ТИУ 25,7 49,0 70 88,5 104,7 118,5 129,8 138,8 145,4 149,6 Забойное давление 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 92 Саранча А.В. КОМПОЗИТНАЯ КРИВАЯ ДАРСИ/ВОГЕЛЯ При пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом, но при забойном давлении ниже давления насыщения, начинает формироваться двухфазный поток только в призабойной зоне пласта. Уравнения для постоянного коэффициента продуктивности и уравнения Вогеля могут быть объединены для определения индикаторной кривой. Уравнение представлено ниже. q  qнас    Pнас  1,8 Pзаб Pзаб 2  )  0,8( )  1  0,2( Pнас Pнас   (1.13) где  qнас – дебит при забойном давлении равном давлению насыщения нефти газом;  Рнас – давление насыщения нефти газом. ТИУ 93 Саранча А.В. КОМПОЗИТНАЯ КРИВАЯ ДАРСИ/ВОГЕЛЯ Если Рзаб > Рнас, то коэффициент продуктивности определяется из линейного соотношения: q  . Pпл  Pзаб Дебит в интервале забойного давления от Рпл до Рнас, будет определятся из следующего линейного соотношения (отрезок 1-2 на рис. ниже): q   ( Pпл  Pзаб ) ТИУ Композитная кривая Дарси/Вогеля 94 Саранча А.В. КОМПОЗИТНАЯ КРИВАЯ ДАРСИ/ВОГЕЛЯ Если Рзаб < Рнас, то коэффициент продуктивности определяется из нелинейного соотношения (отрезок 2-3 на рис. 1.7): q  Pпл  Pнас Pнас  1,8  Pзаб Pзаб 2  )  0,8( )  1  0,2( Pнас Pнас   . Дебит при забойном давлении равном давлению насыщения: qнас   ( Pпл  Pнас. ). Дебит при забойном давлении ниже Рнас, будет определятся из нелинейного соотношения (1.13). ТИУ Композитная кривая Дарси/Вогеля 95 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.5 Упражнение 1.5. Бывают случаи, когда построение ИД нефтяной скважины проблематично из-за отсутствия достаточных данных. Настоящее пластовое давление недоступно или не измерено. Нефтяные компании не хотят терять продукцию из-за отключения скважины для измерения статического пластового давления. Практические средства преодоления этой проблемы – это исследование скважины на двух различных режимах во время измерения забойных давлений. Этот метод недорог и не требует много времени на проведение исследований. Измерения давления могут очень точными при использовании скважинного манометра в фонтанирующей скважине либо скважинного прибора с наземной регистрацией; возможны также более простые измерения при помочи затрубного давления и отбивки динамического уровня, зависящие от скважинных условий. И так, задача заключается в определении пластового давления и построение ИД для скважины, которая эксплуатируется в режиме растворенного газа. Известно что, пластовое давление выше давления насыщения. Исходные данные к заданию по вариантам представлены в таблице 1.5. Пример расчета смотрите на следующих слайдах. ТИУ 96 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 1.5 Таблица 1.5 – Исходные данные к упражнению 1.5 Вариант 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ТИУ Тест 1 q1, м3/сут Рзаб1, атм 70 100 60 100 50 100 50 100 60 90 55 80 50 90 50 100 50 100 60 100 Тест 2 q2 , м3/сут Рзаб2, атм 85 60 85 50 65 40 70 40 70 40 65 40 60 50 65 30 65 40 75 50 Рнас, атм 160 160 180 160 160 160 170 170 160 160 97 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 1.5 Пример расчета. По результатам двухточечного исследования скважины имеем: q1 = 50 м3/сут, Рзаб1 = 100 атм, q2 = 65 м3/сут, Рзаб1 = 40 атм, Рнас=160 атм. На рисунке ниже отрезок 2-3 будет описываться уравнением Вогеля (1.12): 2 Р  qс1 P 100  100   1  0,2 заб1  0,8 заб1   1  0,2  0,8   0,5625; qс Рнас 160  160   Рнас  2 2  Рзаб 2  qс 2 Pзаб 2 40  40     1  0,2  0,8  1  0,2  0,8   0,9;  qс Рнас 160  160   Рнас  qc  ТюмГНГУ q qc1 ; qc  c 2 ; 0,9 0,5625 2  qc1 q  c2 . 0,5625 0,9 98 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 1.5 Из рисунка видно что qc1 = q1 – qнас, qc2 = q2 – qнас, тогда q1  qнас q2  qнас  0,5625 0,9  qнас 3 0,5625  q2  0,9  q1 м   25 . сут 0,5625  0,9 Зная qнас можно определить qc1= q1 – qнас=50 – 25 = 25 м3/сут. Зная qc1 можно определить qc= qc1 / 0,5625 = 44,444 м3/сут. Зная qc можно определить qmax=qc+qнас= 44,444 + 25 = 69,444 м3/сут. Зная qmax можно определить коэффициент продуктивности, используя следующее соотношение: 1,8(q max  q нас )   0,5. Рнас ТюмГНГУ 99 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 1.5 Зная коэффициент продуктивности, находим пластовое давление из соотношения: qнас   ( Рпл  Рнас )  Рпл  qнас   Рнас  210 атм. Для построения ИД рассчитаем дебит используя уравнение (1.13), при забойных давлениях ниже давления насыщения, для значений Рзаб =150, 140, 130, 120, 110, 90, 80, 70, 60, 50, 30, 20, 10, атм. Полученные значения представлены в таблице ниже. ИД по полученным значениям представлена на рисунке ниже. ТИУ дебит 29,86 34,44 38,75 42,77 46,52 50 53,19 56,11 58,75 61,11 63,19 65 66,52 67,77 68,75 69,44 Рзаб 210 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 100 Саранча А.В. ОБЪЕКТЫ РАЗРАБОТКИ И ИХ ВЫДЕЛЕНИЕ ТИУ 101 Саранча А.В. ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ 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. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные (базисный) и возвратные. Базисные объекты более продуктивны и характеризуются большими запасами, по сравнению с возвратными, которые предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь базисный объект. ТИУ 102 Саранча А.В. ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ На современном этапе развития нефтегазодобывающей отрасли представляют интерес все те же вопросы, что и 20 – 30 лет назад: «при каких условиях возможно объединение нескольких пластов в один объект разработки и как это будет влиять на выработку запасов по каждому пласту?» 103 ТИУ Саранча А.В. МНЕНИЕ ВЫДУЩИХ СПЕЦИАЛИСТОВ ОТРАСЛИ Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли на тему: «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» В опросе участвовали 23 специалиста Батурин Ю. Е., Баишев Б.Т., Боксерман А.А. Дияшев Р.Н. Жданов С.А. Закиров С.Н. Иванова М.М. Лебединец Н.П. Лысенко В.Д. Мартос В.Н. Муслимов Р.Х. д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.г.-м.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор Непримеров Н.Н. д.т.н., профессор Чоловский И.П. Гутман И.С. Щелкачев В.Н. Лозин Е.В. Халимов Э.М. Хисамов Р.С. Лещенко В.Е. Ревенко В.М. Сазонов Б.Ф. Юдин В.М. Асланян А.М д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.т.н., профессор д.г.м.н. к.г.-м.н. к.т.н. 104 «Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф., д.г.-м.н. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» «Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. 14 опрошенных (или 60%) допускают объединение пластов при определенных условиях Баишев Б.Т., д.т.н., профессор Гутман И.С. д.т.н., профессор Боксерман А.А. д.т.н., профессор Чоловский И.П. д.т.н., профессор Муслимов Р.Х. Жданов С.А. д.т.н., профессор д.т.н., профессор Лозин Е.В. д.т.н., профессор Халимов Э.М. д.т.н., профессор Мартос В.Н. д.т.н., профессор Ревенко В.М. к.т.н. Иванова М.М. Лысенко В.Д. д.т.н., профессор д.т.н., профессор Юдин В.М. Сазонов Б.Ф. 105 В опросе приняли участие 23 специалиста РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» «Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. 10 опрошенных (или 43%) считают , что объединение оказывает негативное влияние на выработку запасов и величину КИН Батурин Ю. Е., Дияшев Р.Н. Закиров С.Н. Лебединец Н.П. Непримеров Н.Н. д.т.н., д.т.н., д.т.н., д.т.н., д.т.н., профессор профессор профессор профессор профессор Щелкачев В.Н. Хисамов Р.С. Лещенко В.Е. Асланян А.М д.т.н., профессор д.г.м.н. 106 В опросе приняли участие 23 специалиста РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» «Нефтяное хозяйство» № 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. из этого количества 8 считают, что пласты в один объект разработки лучше не объединять Щелкачев В.Н. д.т.н., профессор Лебединец Н.П. д.т.н., профессор Закиров С.Н. д.т.н., профессор Хисамов Р.С. Дияшев Р.Н. д.т.н., профессор Лещенко В.Е. Непримеров Н.Н. д.т.н., профессор Асланян А.М д.г.м.н. 107 В опросе приняли участие 23 специалиста ПОЛОЖИТЕЛЬНОЕ И Объединение пластов в один объект разработки  позволяет увеличить темпы разработки объекта и повышает ее экономическую эффективность на начальном этапе НЕГАТИВНОЕ Негативные последствия объединения пластов  неравномерность выработки запасов;  увеличение водонефтяного фактора;  сложность процесса регулирования и контроля;  снижение коэффициентов извлечения;  и другие факторы. 108 ТИУ Саранча А.В. ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ 1. 2. ТИУ СОВМЕЩЕНИЕ В ПЛАНЕ Характер насыщения Нефть Нефть+Газ Газ 3. Условия залегания 4. Красч, Hэфф 5. Фильтрационные показатели 6. Свойства пластовых флюидов 7. Промыслово-геофизический анализ 8. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ Кубасов Д.А., Саранча А.В. 109 ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ Залежи входящие в самостоятельный объект разработки, должны принадлежать к одной группе пластов, что предопределяет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в пластовом давлении и температуре, данное ограничение в первую очередь связано с технологическими возможностями успешной эксплуатации скважин. 1. СОВМЕЩЕНИЕ В ПЛАНЕ Обязательным условием при объединении залежей в единый объект разработки является их совмещение в плане, т.е. расположение залежей друг под другом; 2. Характер насыщения Нефть Газ Нефть+Газ Залежи должны быть дифференцированы по типу насыщения, выделяются три основные группы: газовые (включая газоконденсатные) нефтяные и нефтегазовые. При условии не значительных запасов, газовые и газоконденсатные залежи могут рассматриваться как самостоятельные объекты. 110 ТИУ Саранча А.В. ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ 3. Условия залегания На данном этапе предварительно объединены залежи совпадающие в плане, запасы которых отнесены к соответствующим зонам насыщения (ЧНЗ, ВНЗ, ГНЗ, ВГЗ, ЧГЗ, ГНВЗ). Известно, что одновременная эксплуатация различных зон насыщения залежей может негативно отразиться на показателях разработки и степени выработки запасов нефти и газа, ввиду существенных отличий процессов и характеристик вытеснения. Поэтому на данном этапе рассматривается возможность одновременной эксплантации, предварительно выделенных в один объект залежей, несовпадающих в плане по условиям залегания зон насыщения. Например, не рекомендуется одновременная эксплуатация чистонефтяной и водонефтяной зон, так как образование конуса воды и преждевременное обводнение в водонефтяных зонах, при одновременной эксплуатации, неизбежно отрицательно повлияет на нефтеотдачу залежи с чистонефтяной зоной (см.рисунок). ЧНЗ – чистонефтяная зона; ВНЗ – водонефтяная зона; ГНЗ – газонефтяная зона; ВГЗ – водогазовая зона; ЧГЗ – чистогазовая зона; ГНВЗ – газонефтеводяная зона. 111 ТИУ Саранча А.В. ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ 4. Красч, Hэфф На данном этапе подробно рассматриваются показатели расчлененности и эффективные толщины залежей. Высокие показатели данного параметра позволяют эксплуатировать залежи массивного типа, запасы которых отнесены к контактным совместно с чистонефтянными и чистогазовыми. Естественные глинистые барьеры препятствуют образованию конусов воды и прорыву газа со стороны газовой шапки, что благоприятно отражается на выработке запасов нефти и газа, позволяя достичь приемлемые значения коэффициентов извлечения. Имеется ввиду, что при некоторых обстоятельствах высокие показатели коэффициента расчлененности в залежах с обширными ВНЗ, позволят их одновременную эксплуатацию с залежами ЧНЗ. Важным критерием объединения залежей является эффективные толщины, которые должны быть близкими по значениям для предотвращения разноскоростной выработки, что особенно важно при эксплуатации контактных запасов. ТИУ Кубасов Д.А., Саранча А.В. ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ 5. Фильтрационные показатели Одним из определяющих параметров при объединении являются фильтрационные свойства залежей. Близкие значения проницаемости позволяют обеспечить равномерную выработку запасов нефти и газа; 6. Свойства пластовых флюидов Успешная совместная эксплуатация двух и более пластов единым фильтром во многом зависит и от сопоставимости физикохимических свойств пластовых флюидов (вязкость, давление насыщения, и др.); 7. Промыслово-геофизический анализ На завершающей стадии выделения эксплуатационных объектов необходимо проведение детального геолого-промыслового анализа. Для чего привлекаются данные каротажных диаграмм, результаты испытания скважин, практика разработки месторождений аналогов, а так же созданные в работе геолого-гидродинамические модели. 113 ТИУ Кубасов Д.А., Саранча А.В. ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ При ожидании низкой технологической эффективности или экономической нецелесообразности разработки отдельных пластов самостоятельными сетками скважин могут быть рассмотрены совместная эксплуатация пластов или комбинированные варианты, например: совместная эксплуатация пластов в добывающих скважинах при организации раздельной закачки воды в каждый пласт через самостоятельные нагнетательные скважины; создание дифференцированного давления нагнетания в высоко и низкопроницаемые пласты (группы пластов); применение оборудования для одновременно-раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки. 114 ТИУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 115 ТИУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Системой разработки нефтяного месторождения следует называть 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. 116 ТИУ [Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, 1998г.]Саранча А.В. ПЛОТНОСТЬ СЕТКИ СКВАЖИН Сетка скважин – это геометрическое расположение точек (забоев скважин) на плоскости эксплуатационного объекта. Основные сетки – треугольная, квадратная и неравномерная. Плотность сетки скважин (ПСС) – показывает какая площадь нефтеностности, приходится на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной, измеряется га/скв. Если площадь нефтеностности равна F, а число скважин n, то ППС = F/n. 1 Га = 100х100м = 10 000 м² = 100 соток = 0,01 км² Для треугольной сетки с расстоянием между скважинами 400 метров (400х400м) ПСС≈13,9 га/скв; при 500х500м ПСС≈21,6 га/скв; при 600х600м ПСС≈31,2 га/скв. Для квадратной сетки при 400х400м ПСС≈16,0 га/скв; при 500х500м ПСС≈25,0 га/скв; при 600х600м ПСС≈36,0 га/скв. Для неравномерной сетки ПСС равняется отношению площади залежи к количеству скважин. ТИУ Саранча А.В. 117 ПАРАМЕТР ИНТЕНСИВНОСТИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ Для характеристики интенсивности системы заводнения используют параметр ω, который представляет собой отношение нагнетательных к количеству добывающих скважин. Поскольку количество добывающих скважин, обычно превышает нагнетательный фонд, то параметр ω находится в диапазоне значений от нуля до единицы. Если же количество нагнетательных скважин превышает добывающий фонт то параметр ω будет больше единицы, что говорит об очень интенсивной системе заводнения. количество нагнетательных скв.  количество добывающих скв. 118 ТИУ Саранча А.В. ПАРАМЕТР ИНТЕНСИВНОСТИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ В литературе посвященной разработке нефтяных месторождений, достаточно часто для характеристики интенсивности системы заводнения используют не соотношение нагнетательных и добывающих скважин, а обратную величину, соотношение добывающих и нагнетательных скважин. По всей видимости этот показатель более удобен для понимания, потому как для большинства месторождений этот параметр больше единицы и показывает какое количество добывающих скважин приходится на одну нагнетательную. Далее этот параметр будем обозначать как Дс/Нс, что означает соотношение добывающих и нагнетательных скважин. Чем меньше этот параметр тем интенсивнее система заводнения. 119 ТИУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей подразделяют на системы с воздействием на пласт и без воздействия. Система разработки без воздействия подразумевает, что нефтяная или газонефтяная залежь будет разрабатываться за счет естественных источников пластовой энергии (режимы залежей водонапорный, упругий, растворенного газа, газовой шапки и гравитационный). Система разработки нефтяных залежей без воздействия применяется довольно редко, в основном на сравнительно небольших по размерам залежах с активной законтурной водой. 120 ТИУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТЫ Для поддержания пластового давления и увеличения КИН, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением через нагнетательные скважины в продуктивные пласты воды, газа или других рабочих агентов. Системы заводнения нефтяных пластов подразделяют на законтурные, приконтурные, и внутриконтурные. 121 ТИУ Саранча А.В. ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Эффективно при небольшой ширине залежей (до 5 - 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2 - 3 сП), высокой проницаемости коллектора (400 - 500 мД и более), сравнительно однородном Схема законтурного заводнения строении продуктивного пласта, хорошей 1 – Нагнетательные скважины; связи залежи с законтурной областью. 2 – Добывающие скважины; 3 – Нефтенасыщенная часть залежи; 4 – Внешний контур нефтеносности, обозначается (– ∙ –); 5 – Внутренний контур нефтеносности, 122 обозначается (– ∙∙ –); ТИУ [Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, 1998г.]Саранча А.В. ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. 1 ТИУ 2 3 4 1 – Внутренний контур нефтеносности, обозначается (– ∙∙ –); 2 – Внешний контур нефтеносности, обозначается (– ∙ –); 3 – Нагнетательные скважины; 4 – Добывающие скважины; Саранча А.В. 123 ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Системы с внутриконтурным заводнением, получившие в нашей стране наибольшее развитие, подразделяются на:  рядные (блоковые),  площадные,  избирательные,  очаговые,  барьерные (для газовой шапки),  и др. 124 ТИУ Саранча А.В. РЯДНЫЕ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ Наиболее распространенной разновидностью рядных систем, являются блоковые системы заводнения. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда нагнетательных скважин и одного или трех или пяти рядов добывающих скважин. 125 ТИУ [Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, 1998г.]Саранча А.В. ОДНОРЯДНАЯ СИСТЕМА ЗАВОДНЕНИЯ На карте текущего состояния разработки нефтяной залежи (справа) представлена однорядная система заводнения. Видно, чередование рядов добывающих и нагнетательных скважин. Также на карте можно заметить, что расстояния между нагнетательными скважинами внутри ряда и между самими рядами, не равно (Ln ≠ σн). Если Ln = σн то однорядная система аналогична пятиточечной площадной системе заводнения, которая будет рассмотрена далее. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, примерно равно один к одному (Дс/Нс ≈1). Карта текущего состояния разработки σн – расстояние между нагнетательными скважинами внутри ряда Ln – расстояние между рядами нагнетательных скважин 126 ТИУ Саранча А.В. ТРЕХРЯДНАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ Схема трехрядного заводнения 1 – Нефтенасыщенная часть залежи; 2 – Добывающие скважины; 3 -Нагнетательные скважины; l01 – расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин; l12 – расстояние между первым и центральным (стягивающим) рядом добывающих скважин; Zn – ширина блока или расстояние между рядами нагнетательных скважин. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, примерно три к одному (Дс/Нс ≈3). 127 ТИУ Саранча А.В. ПЯТИРЯДНАЯ СИСТЕМА ЗАВОДНЕНИЯ Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, примерно пять к одному (Дс/Нс ≈5). 1 2 3 1- контур нефтеносности; Скважины: 2-нагнетательные, 3 – добывающие. Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализоваться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды. Недостаточный учет геологической неоднородности при реализации блоковых систем может быть в значительной степени восполнен в процессе разработки путем развития и совершенствования всей системы. ТИУ Саранча А.В. 128 Площадные системы разработки Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную. Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с блоковыми трех и пятирядной системами. Это обусловлено тем, что в рамках систем с площадным заводнением каждая добывающая скважина с самого начала разработки непосредственно контактирует с нагнетательными, а в трех и пяти рядных системах только внешние (первые) ряды добывающих скважин. 129 ТИУ Саранча А.В. Площадные системы разработки Пятиточечная система Элемент пятиточечной системы представляет из себя квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре – нагнетательная скважина. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, один к одному 130 (Дс/Нс =1). ТИУ Саранча А.В. Площадные системы разработки семиточечная система заводнения Элемент семиточечной системы представляет из себя шестиугольник, в углах которого в случае обращенной системы находятся добывающие, а в центре – нагнетательная скважина, либо наоборот, в случае обычной семиточечной системы заводнения. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, для обычной – один к двум (Дс/Нс≈0,5), для обращенной два к одному (Дс/Нс≈2). ТИУ Саранча А.В. 131 Площадные системы разработки Площадная девятиточечная система заводнения В элементе девятиточечной системы заводнения, соотношение добывающих и нагнетательных скважин, для обычной – одни к трем (Дс/Нс≈0,33), для обращенной три к одному (Дс/Нс≈3). Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее 132 интенсивная девятиточечная. ТИУ Саранча А.В. Площадные системы разработки При реализации площадных систем разработки не допускается использование других (т.е. не принадлежащих данному элементу) нагнетательных скважин без нарушения потоков движущихся в пласте веществ. При невозможности эксплуатации нагнетательной скважины данного элемента необходимо либо бурить другую такую скважину в некоторой точке (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения за счёт более интенсивного использования нагнетательных скважин другого элемента. В этом случае упорядоченность потоков сильно нарушается. 133 ТИУ Саранча А.В. ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Избирательное заводнение предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке с учетом изменчивости его геологического строения. При составлении первого проектного документа на разработку местоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта по равномерной сетке и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади и т. д., а также при нарушении объекта серией тектонических разломов. 134 ТИУ Саранча А.В. ОЧАГОВОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнения (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.), если они не обеспечивают влияние закачки воды по всей площади объекта. Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т. е. расположенные на заводненных (выработанных) участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят специальные дополнительные скважины. Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию систем разработки с заводнением. 135 ТИУ Саранча А.В. БАРЬЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Эта разновидность заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласт образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время. 136 ТИУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ • Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды. • К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти. Кроме этих методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, форсированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д. 137 ТИУ Саранча А.В. ПЕРИОДЫ (СТАДИИ) РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 138 ТИУ Саранча А.В. Стадии разработки нефтяных месторождений В разработке нефтяных месторождений принято выделять четыре стадии, которые характеризуются определенными закономерными изменениями технологических показателей. Рассмотрим подробнее каждую стадию на конкретном примере МортымьяТетеревского месторождения, разрабатываемого с 1966 года. 139 ТюмГНГУ Саранча А.В. Стадии разработки нефтяных месторождений Первая стадия (освоение эксплуатационного объекта) характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня, быстрым увеличением действующего фонда скважин, резким снижением пластового давления и небольшой обводненностью продукции. Продолжительность периода составляет 4 – 8 лет, а за окончание, принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение годовой добычи нефти к начальным извлекаемым запасам). 140 ТюмГНГУ Саранча А.В. Стадии разработки нефтяных месторождений Вторая стадия (сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти) характеризуется ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда и нарастанием обводненности добываемой продукции. Продолжительность периода может составлять от одного до семи лет, окончанием считается, когда уровень добычи отклоняется от максимального на более чем 10 %. В рассматриваемом примере продолжительность стадии составила 2 года, т.к. в 1976 году отклонение годовой добычи от максимума 74-го года составило 13,2 %, что ознаменовало начало третьей стадии разработки. 141 ТИУ Саранча А.В. Стадии разработки нефтяных месторождений Третья стадия (интенсивного снижения добычи) характеризуется снижением добычи нефти в среднем на 5 – 20 % в год при маловязких нефтях, и 3- 10 % при нефтях повышенной вязкости. Окончанием периода считается резкий перелом кривой динамики добычи нефти при темпе отбора в диапазоне от 1 до 2 % от НИЗ [1]. Обычно продолжительность 3-й стадии составляет 8-12 лет, а за это время отбирается 40-50 % НИЗ. В нашем примере длительность данного периода составила 15 лет, за который было отобрано 41 % НИЗ. 142 ТюмГНГУ Саранча А.В. Стадии разработки нефтяных месторождений Первые три стадии составляют основной период разработки продолжительностью 20–30 лет и более по наиболее крупным месторождениям. В течение основного периода при разных характеристиках и разном уровне совершенствования систем разработки отбирают 70 – 85 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ). В представленном примере, на Мортымья-Тетеревском месторождении на конец третьей стадии отобрано 74,5 % НИЗ, а продолжительность основного периода составила 25 лет. 143 ТюмГНГУ Саранча А.В. Стадии разработки нефтяных месторождений Четвертая стадия – это период, в течение которого при темпе обора от НИЗ менее 2 % весьма продолжительное время отбираются оставшихся 15 – 30 % утвержденных извлекаемых запасов [1]. Начало четвертой стадии по объектам с маловязкой нефтью явно выражается резким переломом кривой динамики добычи нефти при темпе отбора от НИЗ менее 2 %. При повышенной вязкости нефти такой перелом отсутствует, поэтому начало четвертой стадии может приниматься по точке кривой на динамике добычи, соответствующей темпу отбора от НИЗ менее 2 %. 144 ТюмГНГУ Саранча А.В. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ 145 ТИУ Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Годовая добыча нефти – суммарная годовая добыча нефти по всем добывающим скважинам месторождения или объекта. Характер изменения во времени (динамика) этого показателя зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки. Накопленная добыча нефти – суммарная накопленная добыча нефти за все годы разработки месторождения или объекта. Годовая добыча жидкости - суммарная годовая добыча нефти и воды. Добывающие скважины не всегда дают чистую нефть. Обычно безводный период эксплуатации скважин быстро заканчивается. Вода, также как и нефть фильтруется к забоям добывающих скважин по продуктивным пластам, со стороны законтурных областей, подошвенных частей или от нагнетательные скважины. Также вода в скважину может поступать с выше или ниже лежащих водонасыщенных горизонтов вследствие заколонных циркуляций. По этим причинам продукция скважин начинает обводняться, а добыча жидкости превышает добычу нефти. Накопленная добыча жидкости – суммарная накопленная добыча жидкости за все годы разработки месторождения или объекта 146 ТИУ Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Средний дебит действующих скважин по нефти – количество нефти в тоннах добываемое средне действующей скважиной в сутки. Поскольку дебит нефтяных скважин не постоянен, а склонен к снижению, то обычно рассчитывается среднегодовой дебит действующих скважин по нефти. Средний дебит действующих скважин по жидкости – суммарное количество нефти и воды в тоннах добываемое средне действующей скважиной в сутки. Текущая обводненность – доля дебит воды*100/дебит жидкости=%. воды в потоке, рассчитывается: Водонефтяной фактор – показывает какое количество воды в тоннах добывается с одной тонной нефти, бывает текущим и накопленным:  Текущий водонефтяной фактор (текущий ВНФ) – отношение текущей добычи воды к текущей добычи нефти.  Накопленный водонефтяной фактор (накопленный ВНФ) – отношение накопленной добычи воды к накопленной добычи нефти. 147 ТИУ Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Темп отбора от НИЗ – измеряется в процентах и показывает какое количество от начальных извлекаемых запасов нефти добывается в какой либо год разработки. Рассчитывается как: (годовая добыча нефти / начальные извлекаемые запасы нефти)* 100. Темп отбора от ТИЗ – измеряется в процентах и показывает какое количество от текущих извлекаемых запасов нефти добывается в какой либо год разработки. Рассчитывается как: (годовая добыча нефти / текущие извлекаемые запасы нефти)* 100. КИН – коэффициент извлечения нефти, бывает текущим и конечным (утвержденным), рассчитывается:  Текущий КИН – рассчитывается как отношение накопленной добычи к начальным геологическим запасам нефти;  Конечный (утвержденный) КИН – рассчитывается как отношение извлекаемых запасов на конечную дату разработки к начальным геологическим запасам. 148 ТИУ Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Отбор от НИЗ – показатель выработки запасов, измеряется в процентах. Рассчитывается как отношение текущего КИН к конечному КИН. Кратность выработки запасов – показывает на сколько лет хватит запасов нефти, если годовая добыча будет постоянной. Рассчитывается как отношение текущих извлекаемых запасов к годовой добычи нефти. Коэффициент использования фонда скважин – рассчитывается как отношение действующего фонда скважин к сумме действующего и бездействующего фонда скважин. Измеряется от нуля до единицы. Единица означает отсутствие бездействующих скважин. Коэффициент эксплуатации скважин – рассчитывается как отношение суммарного количества суток всех скважин к произведению количества скважин на 365 дней. Измеряется от нуля до единицы. Единица означает что все скважины были в эксплуатации круглый год. 149 ТИУ Саранча А.В. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Закачка рабочего агента – количество метров кубических в год, обычно воды, закачиваемое через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Закачка рабочего агента с начала разработки – накопленное количество метров кубических, обычно воды, закачиваемое через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Компенсация отборов – показывает какой процент компенсируется нагнетаемым рабочим агентом добываемым количеством жидкости. Рассчитывается как отношение количества закаченной жидкости в метрах кубических к количеству добытой жидкости в метрах кубических. Поскольку добычу жидкости измеряется в тоннах то ее необходимо перевести в метры кубические. 100 % означает что закачка рабочего агента равна добыче жидкости. Компенсация отборов бывает накопленная и текущая. 150 ТИУ Саранча А.В. Литература 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. Лисовский Н.Н., Иванова М.М., Базив В.Ф., Малюгин В.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений в четвертой стадии // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – 2008. - №1. – С.9-11. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудования и технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и Г.Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009 – 570 с. В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М., Недра, 1990. – 426 с. Ю.П. Желтов Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. И доп. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 365 с. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 672 с. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль за разработкой месторождений углеводородов. – М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. – 780 с. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмурский госуниверситет, 2008. – 720 с. Симкин Э.М., Кузнецов О.Л. Лекции по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. – М.Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2008. – 232 с. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ. – М., Недра, 1980. – 398 с. – Пер. изд., Нидерланды 1976. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. Москва 2010. – 60 с. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки. Москва 2010. – 16 с. Деева Т.А., Камартдинов М.Р., Кулагина Т.Е., Шевелев П.В. Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях. Томск 2006. 286 с. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - 215 с. ТИУ Саранча А.В. 151