Разработка нефтяных месторождений

1.

Разработка нефтяных
месторождений
Фархутдинов Гумар Науфалович

2.

Состояние нефтедобычи в мире,
России,
Республике Татарстан
2

3.

Добыча нефти в мире (млн. тонн)
3

4.

Добыча, потребление, запасы нефти по некоторым странам
Страны
Мир
Россия
США
Канада
Венесуэла
Азербайджан
Казахстан
Великобритания
Германия
Иран
Ирак
Саудовская Аравия
ОАЭ
Кувейт
Сирия
Китай
Добыча, млн.т
1990
2000
Потребление, млн.т Запасы, млрд.т
2014
2014
2014
3175,4
3617,9
4220,6
4211,1
239,8
515,9
416,6
92,8
117,8
12,5
25,8
91,6
326,7
347,6
124,6
159,8
14,1
35,3
126,2
534,1
519,9
209,8
139,5
42
80,8
39,7
14,1
5,9
27,9
46,6
1
3,8
0,4
162,8
105,3
342,6
107,6
46,8
20,2
138,3
191,7
128,8
456
124,5
109,9
28,6
162,6
169,2
160,3
543,4
167,3
150,8
1,6
211,4
148,1
836,1
103
38,5
4,6
13
69,3
111,5
93,2
142
39,2
22,2
520,3
21,7
20,2
36,7
13
14
0,3
4 2,5

5.

Добыча нефти в CCCР и России (млн. тонн)
5

6.

Добыча нефти по нефтяным компаниям России (млн. тонн)
Компании
1995
2000
2010
2012
2013
2014
ЛУКОЙЛ
53,4538
62,177
90,102
84,619
86,67
86,57
ЮКОС
36,0945
49,5474
29,829
31,65
32,17
33,64
59,548
61,405
61,45
61,43
26,42
26,53
Газпромнефть
Сибнефть
20,3502
17,198
Сургутнефтегаз
33,3257
40,62
СИДАНКО
22,8663
10,688
ТАТНЕФТЬ
25,0221
24,3367
26,112
26,306
ТНК-ВР
22,5718
30,842
71,653
72,451
БАШНЕФТЬ
17,7367
11,94
14,144
15,436
16,07
17,94
РОСНЕФТЬ
12,4634
13,473
112,395
117,473
192,65
190,9
СЛАВНЕФТЬ
13,2332
12,497
18,362
17,863
16,8
16,19
ОНАКО
7,6597
7,5057
РОСТОППРОМ
0,5982
0,496
12,985
13,871
8,81
8,55
РуссНефть
Нефтяные компании
ГАЗПРОМ
290,877
291,7963
435,133
441,107
441,05
441,74
8,8433
10,01
13,546
14,543
16,32
16,2
0,7856
9,2544
38,195
44,08
51,97
54,38
2,1876
14,423
14,136
13,96
14,41
323,2239
505,13
518,042
523,3
Российские недропольз.
Прочие производ
16,6579
СП
12,9524
Операторы СРП
РОССИЯ
19,6672
6
305,046
526,73

7.

Показатели работы компании «Татнефть» за 2015 год
Добыча нефти по ПАО «Татнефть» - 26 926 971 тонна,
по группе компаний «Татнефть» – 27 248 518 тонн, по РТ – 33,12 млн. тонн.
Добыча попутного нефтяного газа - 899,5 млн. м3.
Доказанные запасы нефти на начало 2015 года - 851,5 млн. тонн.
Бурение: 653 скважины, в т.ч. эксплуатационное бурение - 312 скв.,
разведочное – 10 скв. (42 бригады), на СВН - 331 скв. (15 бригад).
Зарезки боковых стволов – 76 скв. (9 бригад).
Текущий ремонт – 9 987 скважин.
Капитальный ремонт – 2 369 скважин.
ГРП - 642 скважины.
МУН (ПНП) – 2 586 скважин, в т.ч. 1 259 – физико-химические методы.
Дополнительная добыча за счет МУН – 6,833 млн.тонн, в т.ч. 2,232 млн. тонн
за счет физико-химических методов.
На «ТАНЕКО» переработано 9 259,7 тыс. тонн сырья. Произведено 8 894,8
7
тыс. тонн нефтепродуктов.

8.

Добыча нефти по Республике Татарстан
110
Добыча
нефти, млн.
Добыча нефти на 1.01.2013г = 3180,5 млн.т
100,4
в т.ч. ОАО «Татнефть» - 3007,2 млн.т (94,55%)
82,3
ОАО «Башнефть» - 96,1 млн.т (3,02%)
ННК - 77,2 млн.т (2,43%)
42,8
34,6
32,4
32,7
27,4
0,9
1943
1944
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
0
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
За 2012г
ОАО «Башнефть» = 0,197 млн.т
ННК = 6,7 млн.т
2012
4
ОАО «Татнефть» =26,005 млн.т

9.

Основные понятия и определения.
– Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это
скопление
углеводородов
в
земной
коре,
приуроченное
к
одной
или
нескольким
локализованным геологическим структурам, т. е.
структурам, находящимся вблизи одного и того же
географического пункта. Залежи углеводородов,
входящие в месторождения, обычно находятся в
пластах или массивах горных пород, имеющих
различное распространение под землей, часто —
различные геолого-физические свойства.
– Нефтяной пласт – термодинамическое единство
углеводородов и породы, слагающей коллектор.
– Нефть – это раствор углеводородов различной
молекулярной массы в пластовых условиях.

10.

Основные понятия и определения.
– Разработка нефтяных месторождений - это
комплекс технологических и технических решений,
обеспечивающих
доступ
и
последующее
эффективное
извлечение
запасов
нефти
из
нефтя­ных залежей.
– Объект разработки - это искусственно выделенное
геологическое образование (пласт, массив, структура,
совокупность пластов), содержащее промышленные
запасы и разрабатываемое единой сеткой скважин.
– Система разработки - это совокупность инженерных
решений,
позволяющих
разрабатывать
месторождение
эффективно
и
с
заданными
экономическими показателями (объект разработки,
разбуривание, методы эксплуатации, обустройство,
воздействие на пласты…).

11.

Основные свойства
нефтенасыщающих пород и пластовых
флюидов

12.

• Пористость – содержание в породе пор и пустот
• Проницаемость – способность коллектора пропускать
флюиды к забоям добывающих скважин.
• Нефтенасыщенность горных пород
kн=Vп.н /Vпор,
где Vп.н – поры, заполненные нефтью.
• Водонасыщенность горных пород
kв=Vп.в /Vпор,
где Vп.в – поры, заполненные водой.

13.

Классификация месторождений и запасов
углеводородов

14.

Классификация месторождений по содержанию
углеводородов:
-газовые – более 90% углеводородов в газовой фазе;
-газоконденсатные – углеводороды представлены
конденсатом;
-нефтегазовые – газовые месторождения с нефтяной
оторочкой (следует обратить внимание, что по новой
классификации на последнее место в названии ставится
преобладающая фаза месторождения);
-нефтяные – более 90% углеводородов в жидкой фазе;
-газонефтяные – нефтяные месторождения с газовой
шапкой;
-нефтегазоконденсатные – нефтяное месторождение с
газовой шапкой, содержащей газоконденсат.

15.

Классификация месторождений по запасам:
-
уникальные – более 100 млн. тонн;
крупные – 50-100 млн. тонн;
средние – 10-50 млн. тонн;
мелкие – менее 10 млн. тонн.

16.

Ресурсы и запасы углеводородов
• К запасам отнесено количество углеводородов
(нефти, горючих газов и попутных компонентов),
которое находится в недрах в изученных бурением
залежах (содержится в разведанных и доказанных
месторождениях фактическим материалом).
К ресурсам отнесено количество углеводородов,
которое находится в невскрытых бурением
ловушках, нефтегазоносных или перспективных
нефтегазоносных пластах, горизонтах или
комплексах (возможно содержится в недрах
недостаточно изученных территорий, прогнозно
оцененное на основе геологических предположений).

17.

Запасы углеводородов в зависимости от степени изученности и
промышленного освоения, делят на категории А (достоверные), В
(установленные), С1 (оцененные), С2 (предполагаемые).
• Категория А – запасы залежей, разбуренных эксплуатационной
сеткой скважин в соответствии с проектами разработки и их
освоение рентабельно при реализации существующих
технологий добычи и воздействия на пласты.
• Категория В – запасы залежей разведанных и подготовленных к
разработке
на
которых
получены
при
испытании
промышленные притоки продукции.
• Категория С1 - запасы залежей изученных высокоточными
методами разведки и полученная информация с высокой
степенью
вероятности
указывает
на
промышленную
продуктивность вскрытого пласта.
• Категория С2 – запасы в неизученных бурением частях залежи,
а ее геолого-промысловые параметры
принимаются по
аналогии с залежами аналогичного строения в пределах
данного нефтегазоносного региона.

18.

Ресурсы
УВ
по
геологической
изученности
подразделяются на категории D1 (локализованные), D2
(перспективные) и D 3(прогнозные).
• Категория D1 – ресурсы возможно продуктивных
пластов в выявленных и подготовленных к бурению
залежах (ловушках),
• Категория D2 - ресурсы с доказанной промышленной
нефтегазоносностью в пределах крупных структур. Их
оценка проводится по результатам методов разведки и
по аналогии с открытыми месторождениями в пределах
оцениваемого региона.
• Категория D 3 – ресурсы оцениваемые в пределах
крупных региональных структур, промышленная
нефтеносность которых еще не доказана.

19.

• Геологические запасы нефти – это расчетные
объёмы нефти, которые содержатся в установленных
пределах разведанных залежей. Расчет ведется на
основе объемных показателей, т.е. произведение
площади нефтеносности S на толщину пласта h,
нефтенасыщенность Sн и на пористость m:
• Vгеол = S · h · Sн · m
• Промышленные запасы нефти – это запасы,
которые можно рентабельно разрабатывать.
• Извлекаемые запасы нефти – это подсчитанные
объёмы нефти, которые могут быть рентабельно
извлечены из определенных залежей и с
определенного момента начала разработки, при
существующих экономических условиях, известных
технологиях и технике добычи и существующем
законодательстве.

20.

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).
На естественных режимах скважины используются
только добывающие, месторождение разбуривается
либо по треугольной, либо по квадратной сетке.
Треугольная сетка
Квадратная сетка

21.

Если на пласт предполагается воздействие, то различают
следующие системы расстановки скважин:
- рядные;
- площадные.
Рядные системы
элемент симметрии
a
Характеристики:
d(l)
d – расстояние между рядами, d (1) – расстояние от
нагнетательного до первого добывающего ряда; а –
расстояние между добывающими скважинами в ряду;
элемент симметрии;
- отношение количества
нагнетательных скважин к добывающим.
–

22.

• Однорядная система
(
)
• Трехрядная система
(
)
• Пятирядная система
(
)
Рядные системы бывают только с нечетным числом добывающих
рядов, центральный ряд называется «стягивающим». Это
объясняется тем, что запасы нефти не должны оказаться между
рядами при четном их числе. При развитии систем рядная может
переходить в площадную, но никогда наоборот.

23.

Площадные системы
• Принципиальное отличие от рядных – строгое равенство в
числе
добывающих
скважин
по
отношению
к
нагнетательной.
• Пятиточечная
(
)
• Семиточечная
(
)
• Девятиточечная
(
)

24.

Система заводнения Ромашкинского
месторождения
граница площадей;
- граница блоков:
1,2 - номера блоков;
- линейное разрезание,
дополнительное разрезание;
-поперечное разрезание, линии
надреза;
- избирательное заводнение;
- очаговое заводнение
Площади:
1 – Абдрахмановская; 2– Ю-Ромашкинская;
3 – З-Лениногорская; 4 – Зай-Каратайская;
5 – Куакбашская; 6 – Миннибаевская;
7 – Альметьевская; 8 – С-Альметьевская;
9 – Березовская; 10 – В-Сулеевская;
11 – Алькеевская; 12 – Чишминская;
13 – Ташлиярская; 14 – Сармановская;
15 – Азнакаевская; 16 – Карамалинская;
17 – Павловская; 18 – Зеленогорская;
19 – В-Лениногорская; 20 – Холмовская;
21 - Южная

25.

Системы бывают жесткие и нежесткие.
Рядные системы – нежесткие. Это означает, что при
отключении одной или нескольких скважин в ряду не
происходит принципиального изменения
фильтрационных потоков.
Площадные системы – жесткие.
В России большинство месторождений имеют рядную
систему, а в США, наоборот, преобладают системы
площадные. Площадными системами легче
регулировать выработку, легче анализировать
эффективность воздействия на скважины элемента
или на весь элемент с применением МУН и ОПЗ.

26.

Плотность сетки скважин и ее влияние на
величину нефтеизвлечения.

27.

• Плотность сетки скважин (griding), [га/скв], [м2/скв],
• где S – площадь нефтеносности объекта разработки;
• – общее количество скважин на объекте.
• Плотность сетки (система расстановки):
• Равномерная по площади, т.е. на каждую скважину
приходится одна и та же площадь. Но нефтяные
месторождения чаще всего неоднородны по геологофизическим характеристикам, поэтому чаще
используют различные величины плотности сетки по
площади.
• Равномерная по запасам, т.е. на каждую скважину
приходится одно и то же количество извлекаемых
запасов. Поэтому скважины будут выходить из
разработки примерно одновременно.

28.

Плотность сетки и её влияние на величину
нефтеотдачи
• Только в однородном высокопроницаемом
пласте влияние плотности сетки несущественно
влияет на величину нефтеизвлечения.
• Чем выше неоднородность пласта, тем
значительнее влияние плотности сетки на
нефтеизвлечения.

29.

Оценка влияния различных факторов на текущее
нефтеизвлечение позволяет для девонских
объектов сделать следующие выводы:
1. при более плотной сетке скважин текущее
нефтеизвлечение при одинаковом объеме
прокачанной через пласт жидкости
оказывается выше;
2. при более плотной сетке скважин происходит
прирост извлекаемых запасов нефти и
повышается коэффициент нефтеизвлечения
эксплуатационного объекта.

30.

Основными целями уникального промышленного эксперимента
по
изучению
влияния
плотности
сетки
скважин
на
производительность залежи и нефтеизвлечение на Бавлинском
месторождении были следующие:
• 1) Доказать возможность сохранения достигнутого объема
добычи нефти из пласта ДI 10000 т в сутки при остановке
около 50% скважин действующего эксплуатационного фонда.
• 2) Изучить в реальных условиях разработки пласта ДI
зависимость нефтеизвлечения от плотности размещения
скважин.
• Первая задача была решена практически сразу (сейчас для
ее выполнения не нужно проводить экспериментальных
работ).
• Вторая, основная, задача промышленного эксперимента (на
выполнение которой потребовалось более 30 лет) –
определение влияния плотности сетки скважин
на
нефтеотдачу пласта – является одной из важнейших научных
и практических проблем нефтяной промышленности.

31.

При этом было установлено существенное влияние
плотности сетки скважин на нефтеотдачу даже при
исключительно
благоприятных
геолого-физических
параметрах горизонта ДI.
Определенные экспериментальным путем потери
нефтеотдачи составили, по различным оценкам:
-при разрежении сетки с 26 до 84 га/скв. по ВНЗ, от 6,2
до 12,7 пунктов;
-при разрежении сетки вдвое по чисто нефтяной зоне –
от 3,1 до 4 пунктов, а в целом по залежи горизонта ДI –
от 4,7 до 6,7 пунктов, что существенно выше ранее
прогнозируемых 0,25-1,5 пункта.

32.

Стадии разработки нефтяного месторождения и
их характеристика. Ввод нефтяного
месторождения в разработку

33.

Стадии разработки нефтяного месторождения
Qн
I
II
III
IV
t

34.

• 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.
• 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.

35.

Основные показатели ввода нефтяного
месторождения в разработку

36.

Стратегия разбуривания нефтяного месторождения должна
обеспечить равномерную выработку запасов и достижение
расчет­ной величины нефтеизвлечения к окончанию проектного
срока разработки. В соответствии с требованиями охраны недр не
допус­кается опережающая выработка наиболее продуктивных
пластов (так называемая «выборочная отработка»).
Для реализации этих требований:
осуществляются разбуривание и ввод в разработку отдельных
эксплуатационных объектов или их участков с темпами и
последовательностью, обеспечивающими равномерный охват
пласта воздействием;
производятся разбуривание и ввод добывающих и нагнетательных
скважин при установленном их соотношении в случае обеспечения
проектной системы разработки с ППД.
Ползущая сетка - это стратегия, при которой месторождение
разбуривается (а значит, и разрабатывается) от периферии к
центру.
Мгновенное разбуривание - это когда основная проектная сетка
скважин бурится за короткий промежуток времени (может быть
рекомендовано для мелких месторождений).

37.

Основные технологические показатели
разработки.

38.

Основные технологические показатели разработки
• I группа (включает в себя основные показатели работы залежи):
• Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн.
• Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или
д.ед.
• Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих
извлекаемых запасов), %.
• Накопленная добыча нефти
• Текущий КИН
• Конечный КИН
• Годовая добыча жидкости, в млн. тонн.
• Годовая добыча газа, млн. м3.
• Накопленная добыча газа, млрд. м3.
• Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн
(жидкости), млн. м3 (газа).
• Обводненность (доля воды в двухфазном потоке продукции), в %
или д.ед.
• Компенсация отбора закачкой

39.

• II группа технологических показателей разработки
(включает основные показатели, связанные с
фондом скважин):
• Темп ввода скважин из бурения.
• Эксплуатационный фонд.
• Действующий эксплуатационный фонд.
• Количество добывающих и нагнетательных скважин.
• Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу,
приемистость нагнетательных скважин.

40.

Технологические показатели разработки
Ромашкинского месторождения 1943-2005 г.г.
(все горизонты)

41.

• Коэффициент нефтеизвлечения
(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).
• КИН =Vизвл/ Vгеол

42.

Формула академика А. П. Крылова
• КИН 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.

43.

Режимы работы нефтяных
месторождений

44.

• Залежь углеводородов обладает определенным запасом
пластовой энергии, образовавшейся в процессе ее
формирования: энергия напора пластовых вод (краевых
и подошвенных), энергия сжатых газов газовой шапки,
энергия растворенного в нефти газа, энергия сжатия
(упругих сил) горных пород и пластовой жидкости.
• До вскрытия залежи
скважинами жидкости и газ
находятся в ней в статическом состоянии и
располагаются по вертикали соответственно своим
плотностям.
• Движение жидкости и газа в пласте происходит
вследствие разности (перепада) пластового давления Рпл
и давления на забое скважины Рзаб , т.е. депрессии:
ΔР= Рпл – Рзаб

45.

• Режим
работы
месторождения
–
это
форма
преобладающего типа пластовой энергии, посредством
которой нефть движется к добывающим скважинам.
• Режим работы пласта определяется как искусственно
созданными
условиями
разработки
месторождения,
эксплуатации скважин, так и природными геологофизическими условиями. При одних и тех же условиях
можно
реализовать
различные
режимы,
но
их
эффективность будет различна.
• Режимы работы залежи:
- упругий;
- упруго-водонапорный;
- жестко-водонапорный;
- режим растворенного газа;
- газонапорный (режим газовой шапки);
- гравитационный;
- смешанный.

46.

Л-14. Уравнение материального баланса. Его
основные элементы. Линейная форма
уравнения материального баланса.

47.

Уравнение материального баланса

48.

• Особенности УМБ (уравнения материального
баланса)
1) УМБ не отражает временной зависимости, хотя
процесс внедрения воды носит существенно
динамический характер.
2) Давление не присутствует явно в УМБ, но
параметры, характеризующие объемы флюидов, а
также внедрение воды в пласт, явно зависят от
давления.
3) УМБ получено по конечным точкам состояния
пласта, поэтому в него не вошли динамические
зависимости, а значит оно не может быть
представлено в дифференциальной форме.

49.

Линейная форма уравнения материального баланса
Результаты, опубликованные в 1963-1964 гг. авторами Хавлена
и Одех, открыли широкий диапазон применений УМБ к
изучению параметров и режимов разработки пласта.
где отбор нефти в пластовых условиях
расширение нефти и растворенного в ней газа
расширение газа в газовой шапке

50.

расширение связанной воды и уменьшение порового
объема
Уравнение материального баланса имеет важное
значение для выявления режимного механизма пласта и
для оценки начальных запасов нефти и газа.

51.

Режимы работы нефтяных
месторождений
Виды заводнения и области их применения.
Законтурное заводнение. Внутриконтурное
заводнение.
Блоковое
заводнение.
Площадное заводнение. Избирательная
система заводения. Очаговое заводнение. .

52.

Виды заводнения и области их применения
Процесс заводнения является основным методом в России,
который позволяет значительно повысить эффективность
разработки нефтяных месторождений.
Основные задачи заводнения:
1. поддержание пластовой энергии (давления - ППД);
2. вытеснение нефти.
Виды заводнения
1. Законтурное
2. Приконтурное заводнение
3. Внутриконтурное заводнение
а) Осевое заводнение
б) Рядное и площадное заводнение
в) Блоковое заводнение
г) Очагово-избирательное заводнение
4. Барьерное заводнение

53.

Законтурное заводнение
Требования и ограничения:
а) должен быть чётко определён контур
нефтеносности;
б) расстояние от нагнетательных скважин до
контура нефтеносности должно составлять
400-1500 метров;
в) водонефтяная зона должна быть
незначительна;
г) нефтяное месторождение должно быть
небольшим (до 5 км по ширине);
д) пласт должен быть достаточно
однородным, высокопроницаемым, а нефть
– маловязкой;
е) должна существовать хорошая
гидродинамическая связь между
законтурной и внутриконтурной частями (нет
линз, глинистых прослоев, выклиниваний и
т.д.).
ВНК

54.

К недостаткам законтурного заводнения
можно отнести:
• менее активное вовлечение в разработку
центральных частей залежи,
• значительный отток нагнетаемой воды за
контур нефтеносности и неиспользование
энергии законтурной зоны,
• возрастает вероятность попадания ряда
нагнетательных скважин в зону ухудшения
коллекторских свойств пласта

55.

Приконтурное заводнение
• Нагнетательные
скважины
располагаются по контуру и находятся в
нефтяной зоне.
• Требования к месторождению те же, что
и в случае законтурного заводнения,
кроме
наличия
хорошей
гидродинамической
связи
между
законтурной и внутриконтурной частями,
так как этот вид заводнения применяется
как раз тогда, когда эта связь плохая.
В случае приконтурного заводнения гораздо
меньше воды уходит в водоносную часть, но
существует опасность вытеснения нефти в
законтурную зону. Вода быстрее достигает
нефтеносной части, поэтому, как правило,
обводнение начинается раньше, чем при
законтурном заводнении

56.

Внутриконтурное заводнение
1.Осевое заводнение
• Применяется для узких, полосообразных месторождений.
• Проектные нагнетательные скважины сначала работают как
добывающие. Ряд разрезает месторождение по оси.
2. Блоковое заводнение
I
II
III
• Блоки выделяют в зависимости от различия свойств
пласта. Выделение блоков осуществляется с помощью
разрезающих рядов.

57.

3. Рядное и площадное заводнение
Требования и ограничения:
- месторождение неоднородное (по
площади);
- площадь месторождения велика.

58.

4. Очагово-избирательное заводнение
Применяется на заключительных стадиях разработки, когда
набирается информация о состоянии пласта, непромытых зонах,
участках, где давление недостаточно поддерживается.
Для очагового заводнения выбираются скважины, вскрывшие
наибольшее количество пластов. Таким образом обеспечивается
поступление вытесняющего агента во все нефтенасыщенные
пропластки.
Если в процессе разработки выясняется, что пласт очень
неоднороден, вытеснение не происходит должным образом, то
существует два варианта действий:
- поменять весь ряд на нагнетание;
- перевести отдельные скважины под закачку.
Под закачку переводят не всегда самую обводнённую скважину.
Переводимая под закачку скважина должна иметь хорошую
гидродинамическую связь с окружающими скважинами.

59.

Критерии применимости заводнения
Благоприятные факторы для применения:
• 1) вязкость нефти до 80 мПа·с;
• 2) однородность пласта по простиранию в
межскважинных интервалах;
• 3) наличие источников воды для нагнетания.
Осложняющие факторы для применения:
• сложнопостроенные коллекторы с зональной
неоднородностью;
• низкие фильтрационно-ёмкостные свойства пласта;
• вязкость нефти более 80 мПа·с;
• значительная интерференция скважин;
• наличие обширных водонефтяных зон и газовой
шапки.

60.

Оптимизация давления нагнетания при заводнении
• При заводнении должен соблюдаться баланс притока воды в
залежь и отбора жидкости из пласта.
• Отборы жидкости должны компенсироваться закачкой, но во
всех случаях компенсация должна рассчитываться исходя из
объёма жидкости в пластовых условиях.
• Когда-то считалось, что при высоких давлениях нагнетания
существенно возрастает охват залежи по толщине. Было
замечено, что с ростом давления нагнетания выравнивается
профиль приёмистости. На самом деле это была иллюзия. С
ростом давления нагнетания раскрываются субвертикальные
трещины, т. е. происходит подобие гидроразрыва пласта.
Именно поэтому расходомер фиксирует выравнивание
профиля приёмистости. На небольшом (относительно
расстояния между скважинами) расстоянии давление падает и
трещины смыкаются. Далее вода фильтруется по пласту так
же неравномерно, как она фильтровалась при меньших
давлениях.

61.

• В целом на Ромашкинском месторождении удалось
стабилизировать обводненность при снижении отборов
жидкости в последние 20 лет.
• Этот результат явился следствием масштабной работы
по созданию многоуровневой системы управления
процессами заводнения как с использованием новых
технологий проектирования и реализации методов
гидродинамического воздействия, так и с помощью
реконструкции технического оснащения поверхностного
оборудования
системы
ППД
(индивидуализация
системы до каждой нагнетательной скважины) и
нефтесбора (индивидуализация учета и управления
каждой скважины).

62.

• Призабойная зона пласта - особая примыкающая к скважине
область проницаемых пород, в которой происходят основные
активные массо - и энергообменные процессы при добыче
нефти.
• Обработка призабойной зоны пласта (стимуляция скважин)
– процесс, увеличивающий (восстанавливающий)
характеристики призабойной зоны пласта, при этом извлекаются
те же вовлеченные запасы нефти, только за разные сроки.
• Методы увеличения нефтеизвлечения (МУН) – это
такие методы воздействия на пласт, которые позволяют
получать дополнительные объёмы нефти по сравнению
с базовыми вариантами разработки. Таким образом,
применение МУН увеличивает извлекаемые запасы по
сравнению с базовым вариантом разработки. На
практике МУН нередко применяют в качестве базовых –
это в первую очередь тепловые методы
(внутрипластовое горение, парогравитационное
воздействие).

63.

Динамика добычи и воспроизводство запасов нефти по
Ромашкинскому месторождению

64.

Классификация МУН по типу рабочего агента:
Гидродинамические МУН (waterflooding managment) – в
основном - управление заводнением, включая
нестационарное заводнение, изменение фильтрационных
потоков… .
Химические методы (ХМ) (chemical methods) –
полимерное воздействие, ПАВ, щелочи, кислоты и т.д.
Тепловые методы (thermal methods) – закачка горячей
воды, пара, внутрипластовое горение.
Газовые методы (gas methods) – закачка газа.
Микробиологические методы (microbial methods) –
закачка или активация пластовой микрофлоры и (или)
закачка метаболитов.
Физические методы (physical methods) – волновые
методы, основанные на создании нелинейных волновых
возмущений различных частот и амплитуд в пластовой
среде и (или) закачиваемыми флюидами.

65.

В ряде случаев к методам увеличения нефтеотдачи
относят и следующие виды воздействия на залежи и
месторождения:
- разукрупнение объектов разработки;
- бурение горизонтальных скважин;
- гидроразрыв пласта.
Но эти воздействия нередко только интенсифицируют
процесс добычи и правильнее относить их к МУН по
итогам воздействия только после специального анализа.
Правильнее такие методы, без которых иногда
невозможно рентабельно разрабатывать месторождение,
можно отнести к методам, обеспечивающим достижение
экономически
приемлемых
величин
Кин
по
месторождению, не всегда приводящие к приросту
величины конечного Кин.

66.

Классификация МУН по стадии разработки:
Первичная добыча (естественный режим разработки).
Вторичная добыча (заводнение, нагнетание УВ-х газов,
циклическая закачка газа и воды).
Третичная добыча
(физико-химические, физические, газовые,
микробиологические,
рудничные методы).

67.

• Третичными МУН являются методы, основанные
на модификации вторичных методов, а также
методы, использующие самостоятельные
физические, химические, микробиологические
механизмы или их комбинации.
• На долю третичных методов приходится весь
спектр технологий, основанный на введении в
пласты реагентов – жидких, газообразных, твердых
(в виде дисперсии), которые отличны от агентов
природной энергии – воды и углеводородных газов.
При этом возможно как их прямое нагнетание в
пласт, так и введение с агентами вторичных
методов воздействия.
67

68.

В результате действия третичных методов происходят существенные
изменения пластовых процессов:
Физические – изменение плотности, вязкости, межфазного натяжения
флюидов, а также изменения свойств породы пласта;
Химические – реакции с породой, пластовыми флюидами;
биохимические – микробиологические процессы в пластовых условиях,
в т.ч. генерация продуктов жизнедеятельности бактерий и их
химические реакции.
Повышать охват заводнением неоднородно-слоистых и зональнонеоднородных пластов способны полимерные растворы, эфиры
целлюлозы, ПДС, жидкое стекло, углекислый газ, водогазовые смеси,
циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости,
щелочи, различные комбинированные методы, уменьшающие
подвижность воды и неоднородность потоков.
С помощью пара и внутрипластового горения за счет снижения
вязкости нефти одновременно увеличивается и вытеснение нефти, и
охват пластов по сравнению с обычным заводнением только в случае
высоковязких нефтей.
Водорастворимые ПАВ и серная кислота обеспечивают повышение
нефтеотдачи пластов за счет увеличения работающей толщины 68
пластов в скважинах, так как мало снижают межфазное натяжение

69.

4.14
Классификация
МУН в ПАО
«Татнефть»
Классификация
методов
увеличения
нефтеотдачи
МУН
Бурение вторых и
горизонтальных
стволов
ГС, МЗС, БС, БГС
Стимуляция
работы скважин
Волновые
Системные
технологии HCL
воздействия
ДВВ, ДВО
ПАКС, ЦНСКО,
КСМД
Водоограничение
ВПСД, КФС, ГПЗП,
Венд
Добывающие скважины
Комплексные
СНПХ-9633,
Гидрофобная
эмульсия
МУН
Бурение
вторых и
горизонтальны
х стволов
Нагнетательные скважины
Создание
большеобъемных
оторочек
Потокоотклоняющие
Дисперсные
Увеличение
приемистости
Выравнивание
профиля
приемистости
Тепловые
Гелевые
ГЭР, ГЭС-М
ГС, МЗС, БС,
БГС
ПГК
СПС, КПС,
Ксантан
ГКК, СНПХ-9030
ТКПГД,
Пароциклика

70.

Потокоотклоняющие
технологии
Технологии
Технологии,
повышающие
коэффициент
нефтевытеснения
Технологии
комплексного
воздействия
Системные технологии
воздействия на пласт
Физико-химические МУН
70

71.

Бурение ГС
в старом фонде
Забуривание боковых
стволов в старом фонде
Гидроразрыв
пласта
Направленный ГРП
Поинтервальный ГРП
Общий ГРП
Воздействие
физическими
полями
Акустохимическое
воздействие
Вибровоздействие
Сейсмоакустическое
воздействие
Гидроакустическое
воздействие
Физические методы
Система разработки
горизонтальными
скважинами
71

72.

Технологии добычи тяжелых и сверхвязких нефтей
тепловыми методами
Поверхностные (глубина – до 70 м.)
карьерный способ
шахтный способ
Внутрипластовые (глубина – свыше 70 м.)
Закачка горячей воды
Площадная закачка пара
Циклическая закачка пара
Парогравитационное дренирование пласта (SAGD)
Добыча с помощью растворителей и паров газа (VAPEX)
Внутрипластовое горение
Внутрипластовое горение по технологии THAI (Toe-to-Hill Air Injection)
Электропрогрев пласта
Комбинированные технологии (парогазовое, термощелочное воздействие и
др.)
Закачка бинарных смесей

73.

Газовые методы увеличения
нефтеизвлечения:
–
–
–
–
газом высокого давления
смешивающееся воздействие
водогазовое воздействие
воздействие двуокисью углерода
73

74.

Методика расчета технологических
показателей разработки с использованием
характеристик вытеснения. Классификация и
корректный выбор характеристик вытеснения.

75.

Qн
факт
эффект
экстраполяция ХВ
ГТМ
Qж
Расчёт технологического эффекта от ГТМ с помощью ХВ

76.

• На
поздней
стадии
разработки
нефтяных
месторождений, когда накоплен большой фактический
материал по динамике показателей, наиболее
распространенным
из
статистических
методов
расчета является применение методов, основанных
на построении характеристик вытеснения.
• Под характеристиками вытеснения (ХВ) понимают
статистические
зависимости
изменения
технологических параметров добычи пластовых
жидкостей
в
ходе
процесса
разработки.
Использование
характеристик
вытеснения
для
решения задач разработки нефтяных залежей было
впервые предложено Д.А.Эфросом (1959) в виде
зависимости
накопленного
отбора
нефти
от
накопленного отбора жидкости, выраженных в долях
объема пор.

77.

• В качестве текущих (месячных, квартальных, годовых)
показателей добычи используются текущая добыча
нефти (qн), текущая обводненность в долях единицы
(В) и время (Т).
• В числе накопленных показателей добычи
применяются: накопленная добыча нефти (Qн), воды
(Qв) и жидкости (Qв).
• Большая работа по систематизации характеристик
вытеснения была проведена А.А. Казаковым. К
настоящему времени известно более 150 ХВ.

78.

Классификация ХВ
• Характеристики вытеснения подразделяются на две большие группы:
кривые падения и кривые обводнения. ХВ также подразделяются на
дифференциальные и интегральные.
• Дифференциальные кривые падения - это зависимости между текущей
добычей нефти и фактором времени.
• Дифференциальные кривые обводнения - это зависимости между
обводненностью и накопленными отборами нефти (воды, жидкости).
• Интегральные кривые падения - это зависимости между накопленной
добычей нефти и фактором времени.
• Интегральные кривые обводнения - это зависимости между
накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости.
• При оценке эффективности ГТМ более надежные оценки дают
интегральные кривые, как менее подверженные изменениям
обводненности и дебиту нефти. Дифференциальные кривые
используются только в случае, если интегральные зависимости не
выражаются в явном виде.
• Методы ХВ бывают двух-, трех- и многопараметрические, в
зависимости си числа определяемых постоянных коэффициентов,
не­обходимых для проведения расчетов.

79.

С точки зрения пользователя ХВ удобно сгруппировать в
3 существенно различающиеся группы.
К первой группе относятся ХВ, в которых применяются
только текущая и накопленная добыча нефти (qн, Qн) и
время (Т).
Q = а − в /Т
н
Т / Qн = а + в ⋅ Т
ln q н = а − в ⋅ Qн
qн = а ⋅ е
− вТ
Характерной особенностью ХВ первой группы является
то, что они "сухие", в них не фигурирует добыча воды
(жидкости).

80.

Ко второй группе ХВ относятся "смешанные"
ХВ,
которые
содержат
как
текущий
показатель
обводненность (В), так и накопленные - нефти (Qн) и
жидкости (Qж).
ln(1 − B) = a − в ⋅ Q
н
ln В = а + в ⋅ ln Qн
ln(1 − B ) = a − b ⋅ ln Qж
ln B = a + в ⋅ Qн
Опыт обработки промысловых данных ХВ второй группы,
как и большинства ХВ первой группы (в которые входят
текущие показатели), показывает, что их точность
недостаточна из-за большого разброса точек в
зависимостях даже для залежей с большим количеством
скважин.

81.

К третьей группе ХВ относятся характеристики
вытеснения, в которые входят только накопленные
величины добычи нефти (Qн) и жидкости (Qж).
Qж / Qн = а + в ⋅ Qв
Qв / Qн = а + в ⋅ Qж
ln Qв / Qн = а + в ⋅ Qн
Qн / Qж = а − в ⋅ Qж
Qн = −в / Qж
Qн = а − в /(Qж ) 0,5
Qн = а + в ⋅ Qж
(Qж ⋅ Qн )2 = а + в ⋅ Qж2

82.

• В программу расчета технологической эффективности
заложены следующие 8 интегральных зависимостей
между накопленной добычей нефти, жидкости и воды:
• Qв/Qн=В*(Qн-А)/(С-Qн)
• Qн = А+В*(Qв/ Qж)
• Qн =А + В*LnQв
• Qн =А + В*LnQж
• Qн =А + В*Qжc
• Qж/Qн=А+В* Qв
• Qн=А + В/√Qж
• Qн=С*(1-А*e-В*Qж)
где Qн - накопленная добыча нефти по участку, Qвнакопленная добыча воды по участку; Qж- накопленная
добыча жидкости по участку; А, В, C– коэффициенты,
которые определяются с использованием метода
наименьших квадратов.