Разработка нефтяных и газовых месторождений

1.

Разработка нефтяных и
газовых месторождений
Лектор:
Габдрахманов Артур Тагирович,
к.т.н., доцент кафедры РиНГМ

2.

Введение
Программа курса охватывает следующие разделы:
• изучение геологических моделей нефтяных
месторождений (НМ), гидродинамических моделей
движения флюидов в пласте;
• источники пластовой энергии и режимы эксплуатации
нефтяных и газовых залежей;
• теоретические основы проектирования нефтяных и
газовых месторождений (НиГМ);
• гидродинамические расчёты показателей разработки при
различных режимах дренирования;
• разработка нефтяных месторождений (РНМ) с
применением различных методов увеличения
нефтеизвлечения (МУН);
• особенности РНМ со сложнопостроенными коллекторами;
• техногенные процессы, вызванные разработкой и
эксплуатацией углеводородных залежей.

3.

. Системы и технология
разработки нефтяных
месторождений.

4.

Некоторые основные термины,
определения и задачи, решаемые при
создании систем РНиГМ
• «Разработкой нефтяных месторождений называют
осуществление научно-обоснованного процесса извлечения
из недр содержащихся в них углеводородов и
сопутствующих им полезных ископаемых. Этот процесс
включает разбуривание месторождений и выработку запасов
нефти и газа» (Ю.П. Желтов).
• «Разработка нефтяных месторождений (reservoir
engineering и petroleum engineering…) – это комплекс
технологических и технических решений, обеспечивающих
доступ и последующее эффективное извлечение запасов
нефти из нефтяных залежей» (определение Р.Р.
Ибатуллина).

5.

• Система разработки – это совокупность
инженерных решений, позволяющих
разрабатывать месторождение
эффективно и с заданными
экономическими показателями (объект
разработки, разбуривание, методы
эксплуатации, обустройство, воздействие
на пласты…)

6.

– Нефтяное месторождение – это скопление
углеводородов в земной коре, приуроченное
к одной или нескольким локализованным
геологическим структурам.
– Нефтяной пласт – термодинамическое
единство углеводородов и породы,
слагающей коллектор.
• Нефть – это раствор углеводородов
различной молекулярной массы в
пластовых условиях (в обиходном
выражении – маслянистая горючая
жидкость, обладающая специфическим
запахом, различного цвета…).

7.

• Задачи, решаемые при создании системы
разработки:
• выделение эксплуатационных объектов;
• выбор системы расстановки и плотности сетки
скважин;
• определение режима разработки;
• выбор метода воздействия на залежь;
• определение режимов работы скважин;
• проектирование обустройства месторождения;
• решение вопросов охраны недр и окружающей среды и
т.д.;
• экономическая оценка выбранных систем разработки и
вариантов технологических показателей.
Каждая из перечисленных задач решается во взаимосвязи
друг с другом.

8.

Классификация нефтяных
месторождений
• Классификация нефтей по вязкости и
плотности
• а) маловязкие (легкие) нефти, вязкость в пластовых условиях до
10 мПа⋅с;
• б) вязкие нефти, вязкость в пластовых условиях от 10 до 200
мПа⋅с;
• в) сверхвысоковязкие (тяжелые) нефти, вязкость в пластовых
условиях свыше 200 и до 10000 мПа⋅с;
• г) мальты (сверхвысоковязкие нефти), вязкость в пластовых
условиях свыше 10000 мПа⋅с.

9.

• Классификация месторождений по
составу углеводородов:
• а) газовые - более 90 % углеводородов в газовой фазе;
• б) газоконденсатные - часть углеводородов представлена
конденсатом С5+;
• в) нефтегазовые - газовые месторождения с нефтяной оторочкой
(следует обратить внимание, что по новой классификации на
последнее место в названии ставится преобладающая по
содержанию фаза месторождения);
• г) нефтяные - более 90 % углеводородов в жидкой фазе;
газонефтяные - нефтяные месторождения с газовой шапкой;
• д) нефтегазоконденсатные - нефтяные месторождения с газовой
шапкой, содержащей газоконденсат.

10.

• Классификация месторождений по по
величине запасов
• а) уникальные - более 100 млн т;
• б) крупные-50-100 млн т;
• в) средние - 10-50 млн т;
• г) мелкие - менее 10 млн т.

11.

• Классификация месторождений по
геологическим характеристикам (тип
ловушки)
• а) структурные;
• б) рифогенные;
• в) литологические (пример: ухудшение проницаемости
по восхождению пласта);
• г) стратиграфические (пример: сброс, надвиг);
• д) литолого-стратиграфические (пример: залежь нефти
в отложениях фундамента месторождения Белый Тигр
на континентальном шельфе Вьетнама).

12.

Разработка многопластового
месторождения, выделение
объектов разработки
• Для того чтобы пласты можно было объединять в один
объект разработки, они должны удовлетворять
следующим требованиям:
• геолого-физические параметры объединяемых пластов
не должны существенно отличаться, ВНК в плане
должны преимущественно совпадать;
• углеводороды должны находиться в одном фазовом
состоянии;

13.

• пласты преимущественно должны работать на сходных
режимах, например, один из них «работает» на упругом
режиме, а второй - на упруговодонапорном;
• физико-химические свойства нефти и газа должны быть
близки, например, пласты с существенно
различающимися вязкостями нефти лучше не
объединять. Не объединяют также и пласты с резким
различием в содержании сероводорода в нефти и т. д.;
• обеспечение контролируемости по гидродинамическим
параметрам - т. е. должны сохраняться возможность
контроля разработки по всем пластам и регулирование
процесса разработки;
• обеспечение контролируемости по технологическим
процессам - т. е. существующее оборудование должно
обеспечивать возможность контролируемой
эксплуатации нескольких пластов.

14.

Классификация систем
разработки
• Системы разработки классифицируются по
следующим признакам:
• - наличию или отсутствию воздействия на
пласт;
• - системе расстановки скважин на
месторождении.
• Наличие или отсутствие воздействия на пласт
зависит от того, используем ли мы
естественные режимы, либо организуем
искусственное воздействие (например,
заводнение).

15.

• На естественных режимах скважины
используются только добывающие,
месторождение разбуривается либо по
треугольной, либо по квадратной сетке.
Треугольная сетка
Квадратная сетка
• Если на пласт предполагается воздействие, то
различают следующие системы расстановки
скважин:
• - рядные;
• - площадные.

16.

Стадии разработки нефтяного
месторождения
Qн
I
II
III
IV
t

17.

• I этап – этап разбуривания и ввода нефтяного
месторождения в разработку.
• На этом этапе строится инфраструктура
промысла: система сбора, подготовки,
хранения продукции и т.д. На этом этапе
самые большие капитальные вложения.
• II этап – выход месторождения на
максимальную постоянную добычу (плато).
Это самая продуктивная часть периода
разработки месторождения. Незначительные
затраты, максимальная выручка.
• III этап – резкое падение добычи и рост
обводненности продукции. Падение
рентабельности добычи.

18.

• IV этап – этап плавного снижения добычи
нефти или ее стабилизации за счет применения
МУН. Продолжительность этого этапа чаще
всего превышает продолжительность всех трех
предыдущих вместе взятых. Добыча может
быть даже сопоставима с добычей всех
предыдущих этапов (Ромашкинское
месторождение). Рентабельность часто
минимальна, требуются налоговые стимулы
для продолжения разработки. Например,
введение льгот по НДПИ на выработанные
месторождения.

19.

Основные технологические показатели
разработки
• Основные технологические показатели
разработки месторождения можно
разделить на две группы. Первая группа
включает в себя основные показатели
работы залежи, а вторая группа –
основные показатели, связанные с
фондом скважин.

20.

I группа
• 1) Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн.
• 2) Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д.ед.
z(t) =
q н (t)
N изв
• 3) Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых
запасов), %. На последний год z = 100%.
z(t) =
q н (t)
∙100%
N изв − Q н
• 4) Накопленная добыча нефти
t
Q н = ∑ q нi
i =1
• 5) Коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти – КИН) –
отношение накопленной добычи нефти к её начальным геологическим
запасам (в % или д.ед.). Обе величины должны быть определены в одних
условиях (либо в поверхностных, либо в пластовых).

21.

• Текущий КИН (см. рисунок ниже):
η
t
• Конечный КИН = Nизвл/Nгеол

22.

6) Годовая добыча жидкости, в млн. тонн.
Всего, в том числе механизированным способом.
7) Годовая добыча газа, млн. м3.
Накопленная добыча газа, млрд. м3.
8) Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн
жидкости, млн. м3 (газа).
9) Обводненность, в % или д.ед. Обозначение – Вн или ν(t). Это
доля воды в двухфазном потоке продукции:
q в (t)
ν (t) =
q ж (t)
10) Компенсация отбора закачкой – это отношение закачанного
объема воды к объему отобранной жидкости. Оба объема
считаются в пластовых условиях. Этот показатель может
варьировать на разных этапах и в разных условиях
разработки. Вначале он может быть < 100%, потом быть
равным 200-300%, а затем опять снижаться.

23.

II группа показателей
• 1) Темп ввода скважин из бурения.
• 2) Эксплуатационный фонд.
• 3) Действующий эксплуатационный фонд.
• 4) Количество добывающих и нагнетательных
скважин.
• 5) Средний дебит скважин по нефти,
жидкости, газу, приемистость нагнетательных
скважин.

24.

Коэффициент
нефтеизвлечения.
Основные факторы,
влияющие на величину
КИН.
Методы увеличения
нефтеизвлечения
Лектор:
А. Т. Габдрахманов, к.т.н., доцент кафедры РиНГМ

25.

• Очевидно, что нефтеотдача зависит от огромного количества
факторов, каждый из которых в отдельности учесть не
представляется возможным. Академик А.П. Крылов был одним из
первых, кто предложил свести все факторы, влияющие на
величину нефтеотдачи, в два коэффициента коэффициент
вытеснения и коэффициент охвата:
η = η выт ⋅η охв
• Коэффициент вытеснения заключает в себе факторы, связанные с
механизмом извлечения нефти из пласта (микроуровень - средний
размер пор для девонских отложений Ромашкинского
месторождения 20 мкм).
• Коэффициент охвата учитывает факторы, влияющие на полноту
вовлечения пласта в разработку (макроуровень - средние толщины
пласта девонских отложений Ромашкинского месторождения около
20 м).

26.

• Коэффициент вытеснения
По определению:
где Vн.еыт - это объем извлеченной (вытесненной, в случае
заводнения) из пласта (чаще модели пласта) нефти; Vн.вовл - запасы
нефти, первоначально находившиеся в объёме пласта,
вовлеченного в разработку.
• Коэффициент охвата
По определению:
где Vн.вовл - объём пласта, вовлеченного в процесс разработки;
Vпл - суммарный объём пласта (с учетом застойных зон,
изолированных пропластков, линз и т.д.).

27.

• На практике для анализа различных факторов, влияющих на
коэффициент охвата, оказалось удобным «разбить» этот
показатель на два: коэффициент охвата по толщине (рисунок 1) и
коэффициент охвата по площади (рисунок 2).
Рисунок 1 - Схема
охвата пласта по
толщине
Рисунок 2 - Схема охвата пласта по
площади (момент прорыва воды)

28.

- коэффициент охвата по толщине,
где hвовл - толщина пласта, вовлеченного в процесс разработки;
hобщ - суммарный объём пласта (с учетом застойных
зон, изолированных пропластков, линз и т.д.).
- коэффициент охвата по площади,
где Sвoвл - площадь проекции пласта, вовлеченного в процесс
разработки;
Sобщ - суммарная площадь проекции пласта (с учетом застойных
зон, изолированных пропластков, линз и т.д.).
Коэффициент вытеснения используется в качестве величины, но
правильнее - это функция, зависящая, в частности, от фазовых
проницаемостей (рисунок 3, см. ниже).

29.

Рисунок 3 Зависимости
относительных фазовых
проницаемостей по
нефти (Коil) и по воде
(Kwater) от
водонасыщенностн (Sв)
• где SH.ocт - остаточная
нефтенасышенность; SH нач- начальная
нефтенасышенность;
• So - связанная водонасыщенность;
• S°- максимальная водонасыщенность.

30.

• В компьютерных пакетах гидродинамического
моделирования предполагается при
бесконечной промывке достижение
коэффициента охвата ηохв = 1. Таким образом,
никакого модельного эксперимента по
определению коэффициента охвата не может
быть проведено. Единственный способ
определения реальной величины ηохв - это
статистика. Модели настраиваются по истории
разработки, поэтому в настроенной модели
функции фазовых проницаемостей определяют
продвижение вытесняющей и вытесняемой
жидкостей по пласту в соответствии с
распределением проницаемостей.

31.

• Факторы, влияющие на величину
коэффициента вытеснения (ηвыт)
• 1. Минералогический состав и литологическая микроструктура
пород и, как следствие, глинистость пород, распределение пор по
размерам, абсолютная и относительная проницаемости, параметры
микротрещинности пород, т.е. размеры блоков и трещин,
отношения их проницаемостей и т. д.
• 2. Отношение вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей
нефть, или, в более общем случае, соотношение подвижностей
нефти и воды:
где
λв =
λв
λ0 =
λн
кв
- подвижность воды,
µв
кн
- подвижность нефти.
λн =
µн

32.

3. Структурно-механические (неньютоновские) свойства нефти и
их зависимость от температурного режима пластов.
4. Тип смачиваемости пород водой и характера проявления
капиллярных сил.
5. Скорость вытеснения нефти водой (в случае заводнения и
некоторых естественных режимов).
Факторы, влияющие на величину
коэффициента охвата (ηохв)
1.
Физические свойства и геологическая неоднородность
разрабатываемого
нефтяного
пласта
в
целом
(макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие
газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т.е.
водонефтяных зон, прерывистости пласта по вертикали и по
горизонтали, существования дизъюнктивных разрывов и т. д.

33.

2. Параметры системы разработки месторождения, т. е.
расположение скважин в пласте, расстояние между
добывающими,
а
также
между
добывающими
и
нагнетательными
скважинами,
отношения
числа
нагнетательных к числу добывающих скважин.
3. Давление на забоях нагнетательных и добывающих скважин,
т.е. перепад давления между зоной отбора и зоной
нагнетания,
применение
методов
воздействия
на
призабойную зону и совершенство вскрытия пластов.
4. Применение способов и технических средств эксплуатации
скважин
(механизированных
способов
добычи,
обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин,
методов одновременно-раздельной эксплуатации).
5. Применение методов управления процессом разработки
месторождения путем частичного изменения системы
разработки (очагового и избирательного заводнения) или без
изменения системы разработки (изменения режима работы
скважин, установления оптимальных условий прекращения
эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

34.

Модели пластов и процессов
разработки. Общие сведения.
• Модель – это реально или мысленно созданная структура,
воспроизводя­щая или отражающая изучаемый объект.
• Название модель происходит от латинского слова
«modulus», что означает «мера, образец». Моделирование
принадлежит к числу основных мето­дов познания природы
и общества. Оно широко используется в технике и является
важным этапом в осуществлении научно-технического
прогресса.
• Создание моделей нефтяных месторождений и
осуществление на их основе расчетов разработки
месторождений — одна из главных областей деятельности
инженеров и исследователей-нефтяников.

35.

• Модель пласта — это система
количественных представлений о его
геолого-физических свойствах,
используемая в расчетах разработки
нефтяного месторождения.
• Модели пластов с известной степенью
условности подразделяют на
детерминированные (адресные),
вероятностно-статистические и
стохастические и фрактальные (в порядке
роста неопределенности в исходных данных
для построения модели).

36.

• Модель процесса разработки – это система
количественных представлений о процессе
извлечения нефти из недр. В модели
разработки нефтяного месторождения можно
использовать любую комбинацию моделей
пласта и процесса разработки, лишь бы эта
комбинация наиболее точно отражала свойства
пластов и процессов. Вместе с тем выбор той
пли иной ,модели пласта может повлечь за
собой учет в модели процесса каких-либо
дополнительных его особенностей и наоборот.