Основы разработки нефтегазоконденсатных месторождений (лекция)

1.

Лекция
«Основы разработки
нефтегазоконденсатных
месторождений»
Синцов Иван, к.т.н., доцент кафедры РЭНГМ
Тюмень

2.

Новая дисциплина
Теоретические основы
разработки
нефтегазовых залежей
(двухфазные системы)
Основы разработки
месторождений
природного газа
горизонтальными
скважинами
Основы разработки
нефтегазоконденсатных
месторождений

3.

Актуальность
Нефтяные оторочки нефтегазоконденсатных месторождений относятся к
трудноизвлекаемым запасам
На нефтегазоконденсатных залежах существуют проблемы достижения
приемлемой нефтеотдачи и конденсатоотдачи
Стратегии разработки газоконденсатных и нефтяных залежей противоречат друг
другу
Наличие широкого спектра углеводородов осложняет геологическое изучение,
разработку и контроль за разработкой залежей
Разработка нефтегазоконденсатных месторождений существенно отличается
как от разработки нефтяных, так и от разработки газовых, газоконденсатных
месторождений

4.

Углеводороды
Газовая часть в начальных пластовых условиях
Газ
Конденсат
Нефть
• CH4-С4H10
• Является газом и в
пластовых, и в
поверхностных
условиях
• От С5 и выше
• Является газом в
пластовых
условиях и
жидкостью в
поверхностных
• От С15 (примерно)
• Является
жидкостью и в
пластовых, и в
поверхностных
условиях
Нефть в поверхностных условиях

5.

Режимы работы залежей
Газовые месторождения
Естественный (газовый)
режим
Упруговодонапорный режим
Нефтяные месторождения
Газонапорный (режим
газовой шапки)
Упруговодонапорный режим
Растворенного газа
Гравитационный
Искусственный водонапорный
При разработке нефтегазоконденсатных залежей сочетаются
режимы работы газовых и нефтяных залежей

6.

Стратегия разработки
Газовые месторождения
Нефтяные месторождения
Разработка на естественном
режиме
Разработка с поддержанием
пластового давления
Расстояние между скважинами
1000-2000 м
Расстояние между скважинами –
400-600 м
Возможность размещения
скважин с небольшим отходом
от кустов
Невозможность размещения
скважин с небольшим отходом
от кустов
Малые депрессии
(0,01-50 атм)
Высокие депрессии
(150-200 атм)
Приемлемая газоотдача
определяется экономическими
показателями
Необходимость достижения
утвержденной нефтеотдачи
Фонтанная эксплуатация
скважин
Насосная эксплуатация скважин

7.

Нефтегазоконденсатная залежь
Подошвенный
тип
нефтяная с газовой
нефтегазовая
шапкой
газонефтяная газовая с нефтяной
оторочкой
Активность
законтурной
области
Тип II
(Эг<Н<Эгн)
Тип III
(эгн< Н)
Краевой
тип
Активная
подошвенная вода
Подошвеннокраевой тип
Пассивная пластовая вода
(замкнутые залежи)
Тип I
(Эг>Н)
Залежь
Активная краевая вода
Условия заполнения
ловушки нефтью,
газом, водой

8.

Соотношение запасов
1 млн. т нефти – 1 млрд. м3 газа (P.S. на самом деле соотношение 1,14:1,43
или 1,00:1,25 или 0,80:1,00)
Слово, характеризующее преобладающие запасы, ставится в конце. В
формировании названия участвует газ и нефть. Слово «конденсат» всегда
прибавляется к слову «газ».
Пример
Залежь 1
20 млн.т нефти, 30 млрд.м3 газа – залежь нефтегазовая
Залежь 2
50 млн.т нефти, 30 млрд.м3 газа, 12 тыс.т конденсата – залежь
газоконденсатнонефтяная
Месторождение = залежь 1 + залежь 2
70 млн.т нефти, 60 млрд.м3 газа, 12 тыс.т конденсата
Месторождение газоконденсатнонефтяное

9.

Основная проблема разработки двухфазных залежей
30%
30%
70%
50%
20%
30%
70%
50%
50%
30%
35%
65%
35%

10.

Главное правило разработки нефтегазоконденсатных залежей
Нельзя допускать
вторжения нефти в
газовую часть!
Преждевременная
разработка нефтяной
части с консервацией
газовой шапки
Одновременная
разработка нефтяной
и газовой части
При любой стратегии отбор из газовой шапки будет
интенсивнее отбора из нефтяной части

11.

Интересы недропользователей
Месторождение
находится в развитом
районе нефтяной
промышленности
Месторождение
находится в развитом
районе газовой
промышленности
Месторождение
находится в развитом
районе нефтяной и
газовой промышленности
Необходимо
ввести в первую
очередь
нефтяную часть,
будем
продавать
нефть
Необходимо
ввести в первую
очередь
газовую часть,
будем
продавать газ и
конденсат
Необходимо
вводить все и
сразу, будет
продавать все

12.

Проблемы выработки запасов нефтяных оторочек
• Конусообразование
1
• Косая слоистость
2
• Чрезмерные депрессии и репрессии для повышения
экономической эффективности разработки
3

13.

Конусообразование
В процессе разработки в контактных зонах происходит процесс
конусообразования, связанный с созданием зоны пониженного давления.
Конус газа для нефтяной скважины опаснее, поскольку загазовывание скважины
ввиду высокой подвижности происходит быстро, что приводит к остановке
скважины

14.

Косая слоистость
Слоистая неоднородность продуктивных отложений по проницаемости может
негативно сказываться на конечном коэффициенте нефтеотдачи
В случае нефтяных оторочек требуется большая степень геолого-геофизической
детализации, чем в случае нефтяной и тем более газовой залежей.

15.

Чрезмерные депрессии и репрессии
Повышенные депрессии кроме
конусообразования приводят к
истощению запасов газа в
газоконденсатной шапке.
Чрезмерные темпы закачки воды
вызывают смещение нефтяной
оторочки в газонасыщенные
коллектора

16.

Тактика разработки вертикальными скважинами
1) Осуществляется частичное вскрытие нефтяной оторочки
2) Определяются безгазовые и безводные дебиты
3) Если позволяет продуктивность пласта, то задается режим критического
безгазового дебита
4) При сверхкритических дебитах отмечаются нестационарные процессы
конусообразования газа и воды
5) Следствия – загазовывание, обводнение, выбытие скважин, низкая
нефтеотдача

17.

Тактика разработки вертикальными скважинами
Загазовывание и обводнение –
неизбежный процесс, прямое
следствие частичного вскрытия и
последующего конусообразования
Альтернативный вариант –
совместное вскрытие,
одновременный отбор нефти, газа
и воды

18.

Совместный способ добычи нефти, газа и воды
1) Одинаковые депрессии на каждый из интервалов дренирования из-за
равенства забойных давлений
2) Для неподвижности, например, ГНК требуется отбирать значительные
количества газа
Пример: скважина Уренгойского месторождения (валанжин)
Для неподвижности ГНК при дебите нефти 30 т/сут дебит газа
должен составлять 300 тыс.м3/сут
Это приведет к быстрому снижению давления в области
газоносности. Следствие – глобальные деформации оторочки
Исключение локальных деформаций ГНК и ВНК приводит к
глобальным деформациям всей нефтяной оторочки. Необходимо
поддерживать давление в газовой шапке на уровне начального.

19.

Поддержание давления в газовой шапке
Над нефтяной оторочкой чаще всего располагается не газовая, а
газоконденсатная шапка.
Возвращение осушенного газа в пласт – сайклинг-процесс.
В случае ППД с закачкой воды, воду целесообразнее закачивать не под
ВНК, а в нефтяную оторочку

20.

История появления ГС
1930 - Первая скважина с двумя дополнительными боковыми
стволами длиной по 7 метров каждый на глубине 900 метров
вступила в эксплуатацию в Техасе
1937 – Бурение горизонтальных стволов в СССР из шахт Ярегского
месторождения
1939 – С поверхности земли бурились горизонтальные скважины на
выходах нефтяных пластов США
1941 – В США бурились горизонтальные стволы из вертикальных
шахт
1953 – В СССР (Ишимбайнефть) пробурены полноценные
горизонтальные стволы до 170 м

21.

Отличия горизонтальных скважин
Большая поверхность фильтрации, что позволяет при той же
депрессии получать больший дебит или при том же дебите
получать меньшую депрессию
Повышенные дебиты ГС дают основание на сокращение их
числа при освоении месторождения

22.

Область применения
В продуктивных пластах (особенно карбонатных) имеет
место естественная трещиноватость. ГС, пересекая систему
трещин, будет отличаться повышенным дебитом и
увеличенным объемом дренирования
ГС эффективнее ВС с точки зрения дебита в пластах с малой
толщиной, так как в таких коллекторах сокращается площадь
фильтрации для ВС

23.

Бурение скважин на шельфе

24.

Область применения
Особенно актуально применение ГС на
шельфе. В таких случаях, кроме прироста
дебита, важно, что они позволяют
«дотянуться» до периферийных зон, тем
самым увеличить дренируемые запасы.
Применение ГС возможно в плотных
низкопроницаемых коллекторах, а также
залежах с высоковязкими нефтями.
Вовлечение в разработку таких
месторождений вертикальными
скважинами нерентабельно из-за низких
дебитов, большого необходимого
количества скважин, значительных затрат
на добычу
Бурение ГС на нефтяные оторочки
способствует снижению негативного
влияния конусов

25.

Причины низкой эффективности ГС
При использовании ГС возрастают требования к геологической модели.
Часто дебиты ВС сопоставимы с дебитами ГС.
Причины:
1) Более продолжительное время бурения горизонтального ствола в
пределах коллектора. Возрастает время негативного воздействия
бурового раствора на околоскважинную зону
2) Анизотропия коллектора по коллекторским свойствам. Чем ниже
вертикальная проницаемость по отношению к горизонтальной, тем ниже
дебит
3) Слоистое строение продуктивного пласта
Многократные ГРП в ГС позволяют преодолеть негативный фактор,
связанный со слоистым строением

26.

Сетки с использованием горизонтальных скважин
(Бердин Т.Г.)
Татарстан, Башкирия, Удмуртия

27.

Система разработки Коробковского участка
Бавлинского месторождения
Дебит нефти
горизонтальных скважин в
2,3 раза выше, чем у
вертикальных
Прорывы воды не
наблюдается, однако
созданная система не
обеспечивает поддержание
пластового давления

28.

Размещение скважин в регулярных системах

29.

Проблемы выработки запасов

30.

Барьерное заводнение
Разновидность внутриконтурного заводнения,
применяется при разработке пластовых
нефтегазоконденсатных залежей с целью изоляции
газовой части от нефтяной. Кольцевой ряд
нагнетательных скважин располагают в пределах
газонефтяной зоны вблизи внутреннего контура
газоносности. Подходит для краевого типа залежей

31.

Барьерное заводнение
В результате нагнетания воды образуется водяной
барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной.
Применение барьерного заводнения обеспечивает
возможность одновременного отбора нефти и газа без
консервации газовой шапки на длительное время.
Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным и
приконтурным, а также с использованием энергии
пластовых вод. Наиболее эффективно его примененение
при относитльно однородном строении и небольших
углах падения.

32.

Барьерное заводнение

33.

Барьерное заводнение

34.

Барьерное заводнение
Патент №2601707, Авторы: Синцов И.А., Игнатьев Н.А., Фахртдинова Г.М.,
Евдокимова А.С.

35.

Равновесная гидратообразования метана
Верхнечонское
месторождение
Pпл=14,8 МПа;
Tпл=285 К.
Чаяндинское
месторождение
Рпл=13 МПа
Тпл=282 К

36.

Горизонтальные скважины
Большая поверхность фильтрации, что
позволяет при той же депрессии
получать больший дебит или при том же
дебите получать меньшую депрессию
Повышенные дебиты ГС дают основание
на сокращение их числа при освоении
месторождения

37.

Горизонтальные скважины и конусообразование
Для ГС забойные давления выше, а значит конус подтягивается не столь
интенсивно и не по всему интервалу одновременно.
При использовании горизонтальных скважин ствол должен располагаться как
можно дальше от ГНК в нескольких метрах от ВНК, если вы собираетесь
эксплуатировать скважину только как нефтяную.
Если же в планах перевести ее в газовый фонд, то все наоборот. Но тут возникает
вопрос достижения нефтеотдачи.

38.

Виды горизонтальных скважин
Горизонтальные
скважины
Добывающие Добывающие
нефтяные
газовые
Водонагнетательные
для ППД нефтяной
оторочки
Газонагнетательные
для ППД газовой
шапки
Барьерное заводнение (краевой тип)
Площадное заводнение (подошвенный тип)

39.

Особенности систем разработки с подошвенной
водой (в отличие от залежей с краевой водой)
• Нефтяные скважины размещаются по сравнительно
плотной равномерной сетке
1
• Применение барьерного заводнения
нецелесообразно
2
3
• Необходим тщательный контроль за положением
контактов, важным аспектом является перенос
интервалов перфорации

40.

Пример – геологический разрез

41.

Пример – размещение скважин
Пласты 1+2

42.

Пример – размещение скважин
Пласт 4

43.

Пример – размещение скважин
Пласт 3

44.

Принципы разработки от Закирова С.Н.
Запасы нефти в нефтяной оторочке относятся к категории
трудноизвлекаемых.
В трудноизвлекаемые запасы следует закачивать воду, причем с
помощью горизонтальных нагнетательных скважин.
Следовательно, эффективная система разработки нефтяной
оторочки может и должна базироваться на использовании
горизонтальных
добывающих
и
горизонтальных
нагнетательных скважин.
При этом расстояния между скважинами, высотные отметки их
заложения, начальные дебиты являются оптимизируемыми
параметрами

45.

Принципы разработки от Закирова С.Н.

46.

Принципы разработки от Закирова С.Н.
В случае нефтегазовой залежи значительный упругий запас
энергии находится в газоконденсатной шапке.
Поэтому оказывается целесообразной, в течение определенного
времени, добыча нефти из нефтяной оторочки в режиме
истощения пластовой энергии и безгазовых дебитах с переходом
на режим заводнения, что благоприятно сказывается на
экономике начального и последующего этапов разработки.
Время перехода на заводнение
оптимизируемым параметром
пласта
оказывается

47.

Принципы разработки от Закирова С.Н.
В случае газонефтяных залежей величина достигаемого КИН и
все технико-экономические показатели добычи нефти значимо
зависят
от
технологического
режима
эксплуатации
добывающих скважин.
При этом новые возможности появляются при использовании
режима эксплуатации при заданном газовом факторе.
Он позволяет также добывать определенное количество газа и
конденсата в качестве товарных продуктов без бурения газовых
скважин

48.

Принципы разработки от Закирова С.Н.

49.

Принципы разработки от Закирова С.Н.
Образование конусов газа и воды при разработке нефтегазовых
залежей, ВНЗ, залежей газа и нефти с подошвенной водой может
заметно ухудшать все технико-экономические показатели
добычи природных углеводородов.
Корректное предсказание соответствующих последствий
невозможно при реализации 3D фильтрационных моделей с
равномерными сетками.
Измельчение же сетки должно быть таковым, чтобы точечный
или линейный характер воздействия доходил от скважинных
ячеек до ГНК и ВНК

50.

Принципы разработки от Закирова С.Н.
Привлекательность горизонтальных стволов при разработке
месторождений нефти и газа нередко принижается вследствие
некорректного их моделирования.
Грубая их сеточная аппроксимация или задание отрицательного
скин-фактора в вертикальной скважине искажает результаты
прогнозных расчетов.
При моделировании горизонтальных
стволов необходимо
стремиться к максимально возможному измельчению сетки с
целью ее аппроксимации

51.

Принципы разработки от Закирова С.Н.

52.

Принципы разработки от Закирова С.Н.
В
слоисто-неоднородно-анизотропных
коллекторах
с
гидродинамической сообщаемостью между пропластками
заслуживаем внимания псевдогоризонтальный тип добывающих
и нагнетательных скважин.
В определенных условия, они устраняют недостатки
вертикальных и горизонтальных скважин, при этом объединяя
их достоинства
Псевдогоризонтальные добывающие скважины целесообразно
сооружать с восходящими, со стороны подошвы, стволами
Псевдогоризонтальные
нагнетательные
скважины
целесообразно сооружать с нисходящими, со стороны подошвы,
стволами

53.

Выводы
Разработка нефтегазоконденсатных месторождений и залежей
имеет свои особенности
Запасы нефтяных оторочек относятся к трудноизвлекаемым, а
сами залежи часто располагаются в районах с неразвитой
нефтяной промышленностью, что создает дополнительные
проблемы при их освоении
Разработка нефтяных оторочек не всегда рентабельна в
отдельности, но часто рентабельна в совокупности
С точки зрения рационального недропользования необходимо
избегать вторжения нефти в газовую часть, что может привести к
расформированию запасов