Теоретические основы разработки нефтегазовых залежей (двухфазные системы). Лекция 1

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

5.

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

6.

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

7.

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