Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений. Курс лекций

1.

Наименование дисциплины:
«Контроль и регулирование
разработки нефтяных
месторождений»
Преподаватель: профессор, д.т.н. Иван Алексеевич Дьячук
1

2.

Состав предмета
Лекции – 18 ч. (9 пар)
Предусмотрены промежуточные аттестации
Выставляется оценка
Практические работы 16 ч. (8 пар)
Защита работы проводится индивидуально
Выставляется оценка
Экзамен
Проводится индивидуально с учетом оценок за аттестацию
и практические занятия
2

3.

Цель и задачи предмета
1. Овладеть теоретическими знаниями и практическими навыками
по контролю за разработкой нефтяных месторождений
a) Недостатки существующих методов контроля
b) Цель и содержание регламентных глав проектно – технологических документов
«КОНТРОЛЬ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ» и «ДОРАЗВЕДКА И НАУЧНОИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ РАБОТЫ»
c) Содержание и необходимый состав регламентных таблиц
d) Принципы формирования опорной сети скважин
e) Способы планирования ремонтно – изоляционных работ для многопластовых
месторождений на проектный период
2. Получение теоретических знаний и практических навыков по
регулированию процессов разработки нефтяных месторождений
Понятие о картах изобар, текущей компенсации, начальных и остаточных
нефтенасыщенных толщин, остаточных подвижных запасов нефти
Анализ причин обводнения скважин по промысловым данным, графо-аналитические
методы диагностики
Способы выявления зон повышенной концентрации запасов нефти и методы вовлечения
их в разработку:
- бурение боковых и боковых горизонтальных стволов
- форсированный отбор жидкости
- гидродинамические методы повышения нефтеотдачи
- потокоотклоняющие технологии
3

4.

Литературные источники
1.
2.
3.
4.
5.
РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и
геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» Москва, 2002 г, c.75.
Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое настоящее, будущее: учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фəн» Академия наук
РТ, 2012. – 664 с.: 48 ил. (стр. 51).
Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки
месторождений нефти и газа. – М.: Недра. – 1985.
Хачатуров Р.М., Гудырин М.П., Павлов В.П. Особенности разработки многопластовых залежей углеводородов на
примере месторождений ОАО НК “Роснефть”. В кн. “Контроль и регулирование разработки, методы повышения
нефтеотдачи пластов – основа рациональной разработки нефтяных месторождений”. Часть I. – Труды
Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск, 5 – 9 июня 2000г. – Альметьевск.
2000. – с. 276 – 283.
Косарев, В.Е. «Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений: пособие для самостоятельного
изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности «Геофизика» [Текст] / В.Е. Косарев.
Казань: Казанский Государственный Университет, 2009. – 145 с.
4

5.

Дополнительная литература*
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Роль глубинной дегазации Земли и кристаллического фундамента в формировании и естественном восполнении
запасов нефтяных и газовых месторождений / Р.Х. Муслимов, В.А. Трофимов, И.Н. Плотникова, Р.Р. Ибатуллин,
Е.Ю. Горюнов. – Казань: Изд-во «ФЭН» Академии наук РТ, 2019. 264 с.
Камалеева А.И., Кодина Л.А., Власова Л.Н., Богачева М.П., Галимов Э. М. «Аномальные» нефти Татарстана:
генетические корреляции, возможное происхождение // Доклады Академии наук. 2014. Камалеева А.И., Кодина
Л.А., Власова Л.Н., Галимов Э.М. Исследование органического углерода в породах кристаллического фундамента
и коры выветривания Татарстана // Геохимия. 2013, № 1. С. 16–26.
Тимурзиев А.И. Фундаментная нефть осадочных бассейнов – альтернатива «сланцевому» сценарию развития ТЭК
России (на примере Западной Сибири) // Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического
фундамента: Материалы Международной научно-практической конференции. – Казань: Изд-во «Ихлас», 2019. С.
12–15.
Иктисанов В.А., Шкруднев Ф.Д. Загадочная тёмная маслянистая жидкость. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2019. 104 с.
Иктисанов В.А. Скорость синтеза нефти при разработке месторождений // Нефтепромысловое дело. 2017, № 4. С.
49–54.
Иктисанов В.А., Шкруднев Ф.Д. Возобновляемая нефть // Энергетическая политика, №3(141), ноябрь 2019. С. 32–
41.
И.А. Дьячук, Ю.В. Зейгман. Разработка заводненных нефтяных пластов на завершающих стадиях: монография,
Казань: изд-во «Плутон», серия «Механизмы и физика нефтеизвлечения», 2015. – 274 с.
И.А. Дьячук. Повышение степени выработки освоенных нефтяных месторождений на заключительной стадии
разработки – наиболее значимая задача для отрасли. НТЖ: Нефть. Газ. Новации. – 2015. - № 4. - с.48-51.
И.А. Дьячук. Формирование систем разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях
заводнения. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Специальность 25.00.17
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Уфа: ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный
нефтяной технический университет». 2015. 268 с
5

6.

Раздел 1
«Основные положения разработки
нефтяных месторождений»

7.

Основные понятия и термины
Под разработкой нефтяного или нефтегазового месторождения понимается
управление процессами движения пластовых флюидов (нефть, газ, конденсат,
вода и другие ценные компоненты) в пласте к скважинам с целью их извлечения.
Такое управление достигается в результате реализации определенной системы
разработки с постоянным контролем основных параметров процесса.
Система разработки – совокупность взаимосвязанных инженерных решений,
определяющих объекты разработки; последовательность и темпы их разбуривания
и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения углеводородов
из недр; число и соотношение добывающих и нагнетательных скважин и их
взаиморасположение; число резервных скважин; управление разработкой
месторождения; охрана недр и окружающей среды.
Рациональная разработка
Разработка нефтяного (газового) месторождения должна проектироваться на
современной научно-технической основе, реализовываться с современны научным
сопровождением, обеспечивающем получение максимума прибыли при
приемлемых для недропользователя сроках окупаемости капитальных вложений,
достижение утвержденных значений текущей и конечной нефтеотдачи,
соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, а в дльнейшем создавала
благоприятные условия для непрерывного совершенствования процессов
выработки запасов в целях достижения максимальной, экономически допустимой
7
нефтеотдачи [2].

8.

Эксплуатационный объект
При выделении объектов разработки учитываются:
особенности геолого-физических свойств пород-коллекторов и
характер неоднородности коллекторских свойств;
физико-химические свойства нефти и газа;
фазовое состояние углеводородов и естественный режим
пластов;
условия управления процессом разработки;
техника и технология эксплуатации скважин.
При обосновании выделения эксплуатационных объектов (ВЭО)
разработки по геолого-физическим характеристикам пластов,
исходят из определения:
8

9.

Эксплуатационный объект
Наилучшим определением эксплуатационного объекта является
определение М.М. Ивановой, и др. [3]: "один или несколько
продуктивных пластов месторождения, выделенные исходя из
геолого-технических и экономических соображений для
разбуривания единой системы скважин". Авторы [4] пытаясь
уточнить приведенную формулировку, дополняют определение
следующим: "при обеспечении возможности регулирования
разработки каждого из пластов". Таким образом, наиболее
жестким требованием выделения эксплуатационного объекта
является "разбуривание единой системой скважин". Иными
словами, каждый выделенный объект должен иметь
самостоятельную сетку скважин.
3. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки
месторождений нефти и газа. – М.: Недра. – 1985.
4. Хачатуров Р.М., Гудырин М.П., Павлов В.П. Особенности разработки многопластовых залежей углеводородов на
примере месторождений ОАО НК “Роснефть”. В кн. “Контроль и регулирование разработки, методы повышения
нефтеотдачи пластов – основа рациональной разработки нефтяных месторождений”. Часть I. – Труды Всероссийского
совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск, 5 – 9 июня 2000г. – Альметьевск. 2000. – с. 276 – 283.

10.

Режим дренирования залежи
Движение пластовых флюидов (нефть, конденсат, газ, вода) в
продуктивном пласте к забоям добывающих скважин осуществляется
за счет реализации того или иного вида пластовой энергии.
Наличие и характер проявления тех или иных видов пластовой
энергии в процессе разработки нефтяной или газовой залежи
определяют режим дренирования залежи (часто - режим залежи). По
преобладанию в рассматриваемый период времени главной
движущей силы принято давать название режиму.
В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе
эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных
залежей:
1) Водонапорный.
режимы
2) Упруго-водонапорный.
вытеснения
3) Газонапорный (или режим «газовой шапки»).
4) Режим растворенного газа.
режимы истощения
пластовой энергии
5) Гравитационный.
10

11.

11

12.

Упруго-водонапорный режим дренирования
12

13.

13

14.

14

15.

15

16.

Жестко - водонапорный режим дренирования
(искусственный)
Искусственный режим дренирования подразумевает подвод энергии
извне. Для этого используют нагнетательные скважины, которые
осуществляют закачку рабочего агента (вода, газ, пар) под избыточным
давлением.
Основной целью искусственного водонапорного режима является
поддержание пластового давления на определенном уровне (ППД).
Практически все трактуют систему ППД, как систему вытеснения, хотя на
практике не удалось создать равномерный фронт продвижения вода в
нефтяной залежи. Причиной этого являются следующие:
1. Зональная и послойная неоднородность коллектора по
проницаемости.
2. Различие вязкости нефти и воды.
3. Нефть и вода несмешивающиеся между собой жидкости
(молекулы не сродственны).
Различают три основных вида заводнения:
1. Законтурное (нагнетательные скважины расположены по периметру залежи за внешним контуром
нефтеносности).
2. Приконтурное (нагнетательные скважины расположены по периметру залежи вблизи внутреннего
контура нефтеносности).
3. Внутриконтурное (нагнетательные скважины расположены по определенной схеме внутри залежи).
16

17.

Законтурное заводнение
Приконтурное заводнение
2
1
Системы
разработки
с
законтурным
заводнением
(приконтурном)
характеризуются более редкими сетками скважин для соответствующих групп
залежей и большими удельными запасами (большим параметром Крылова).
При законтурном (приконтурном) заводнении возможно получение высокой
производительности скважин. Параметр интенсивности изменяется в следующих
пределах: Nдоб./Nнаг. – от 5 до 10 ед.
17

18.

Внутриконтурное заводнение
При внутриконтурном заводнение в зависимости от геолого-физической
характеристики продуктивного коллектора реализуется та или иная схема
расстановки скважин. Различают три основных вида для равномерных сеток:
1. Площадная система размещения скважин (5ти – точечная, 7ми – точечная, 9ти –
точечная, остальные – вариации полученные из основных путем наложения).
Рядные системы размещения скважин (однорядные, трехрядные, пятирядные).
2.
3. Очагово-избирательные
(используются на поздних стадиях разработки, либо для
усиления регулярных сеток (выраженная зональная неоднородность), либо для небольших по
размерам залежей при нерегулярной сетке).
Системы разработки отличаются своими параметрами.
1. Плотность сетки скважин (площадь приходящаяся на одну пробуренную
скважину Sнефтеносн. / N ( доб. нагн.) ), га/скв.
2. Интенсивность системы разработки (под интенсивностью понимается
соотношение добывающих и нагнетательных скважин в той или иной
системе размещения скважин, Nдоб. / Nнагн. ).
3. Удельные извлекаемые запасы на скважину (параметр А.П. Крылова)
изв