Разработка нефтяных месторождений. Часть 1

1.

Разработка нефтяных месторождений
часть 1
Самарский Государственный Технический Университет

2.

Технологические показатели разработки
Краткая история
Первые скважины в штате Пенсильвания
Самарский Государственный Технический университет

3.

Краткая история
Джордж Биссел и профессор Силлиман
Бурение первых скважин – Ойл Крик, штат Пенсильвания 1856г.
Случайное заводнение
В 1922г. в США доказана эффективность закачки воды в нефтяной пласт
В 1930-х г.г. приступили к реализации нескольких проектов нагнетания
в США
Основная часть месторождений разрабатывалась в режиме истощения
Заводнение рассматривалось, как процесс вторичной добычи нефти
В 1948г. В СССР принято решение о законтурном заводнении на Туймазинском
месторождении
В 1950-х г.г. начала развиваться методология внедрения различных систем заводнения
Самарский Государственный Технический университет

4.

Общие положения
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. Наука о разработке нефтяных месторождений относится к классу горных наук.
Как наука она сформировалась в конце сороковых годов ХХ века, после выхода в свет
монографии А.П. Крылова и др. «Научные основы разработки нефтяных месторождений».
В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используются многие важные
положения нефтепромысловой геологии, геофизики, физики нефтяного пласта, подземной
гидромеханики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин, экономики.
Разработка нефтяных месторождений – это инженерная дисциплина, в основу которой
положено качественное и количественное изучение нефти месторождений, протекающих в них
процессов при извлечении нефти из недр и подготовка инженерных решений - проектов.
Дисциплина насыщена различными математическими методами и методиками.
Принципиальным отличием разработки нефтяных месторождений от других инженерных
дисциплин является то, что инженер-разработчик не имеет непосредственного доступа к
объектам своей деятельности – нефтяным пластам. Основным источником информации являются
данные, полученные не путем непосредственных измерений, а на основе математической
обработки данных геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Самарский Государственный Технический университет

5.

Общие положения
Таким образом, – инженер-разработчик имеет доступ к нефтяным пластам лишь в
отдельных точках – скважинах, и в связи с этим он всегда имеет дело с весьма
ограниченной, неточной информацией о своем объекте.
Наименьший объем информации имеет место в начальной стадии разработки, для
нового, только что законченного разведкой нефтяного месторождения, на которое
пробурено небольшое число разведочных скважин. По мере увеличения количества
пробуренных на залежь скважин и накопления данных по истории разработки – количество
и качество информации повышается, но ее приближенность и многозначность остается.
Самарский Государственный Технический университет

6.

Режимы работы нефтяных пластов
Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это скопление углеводородов в земной коре,
приуроченные к одной или нескольким локализированным геологическим структурам. Залежи
углеводородов, входящие в месторождения, обычно залегают в пластах или массивах пористых и
проницаемых горных пород, имеющих различное распространение под землей и различные геологофизические свойства.
Отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых
пород или находятся только на отдельных участках месторождения.
Нефть, залегая в пористых пластах, подвержена гидростатическому давлению и напору контурных
вод. Пласты испытывают горное давление – вес вышележащих горных пород. Над залежью нефти
может залегать газовая шапка, оказывающая давление на залежь. Внутри залежи действуют силы
упругости нефти, газа, воды и породы пласта.
Самарский Государственный Технический университет

7.

Режимы работы нефтяных пластов
Агенты, насыщающие пласты обладают разной плотностью и распределены в залежах в
соответствии с проявлением гравитационных сил. Несмешивающиеся жидкости – нефть и вода,
находясь в контакте в мелких порах и капиллярах, подвержены действию поверхностномолекулярных сил, а на контакте с твердой породой - натяжению смачивания. Когда начинается
эксплуатация пласта, природное равновесие этих сил нарушается в связи со снижением давления в
залежи и начинается сложнейшее их проявление в результате чего начинается движение жидкостей
в пласте. В зависимости от того, какие силы, вызывающие это движение преобладают, различают
различные режимы работы нефтяных пластов.
Режимом работы нефтяного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой
энергии в процессе разработки залежи нефти.
Упругий или замкнуто-упругий режим
Отбор жидкости из пласта вызывает снижение в нем пластового давления, за счет этого
происходит одновременно сжатие пористой среды и расширение жидкостей. Суммарный отбор
жидкости из пласта за счет этих сил определяется упругостью пласта и жидкостей (сжимаемостью
пласта и жидкостей), их объемом и величиной снижения давления:
Самарский Государственный Технический университет

8.

Режимы работы нефтяных пластов
где
m Ж П ,
– начальное и текущее пластовое давление.
– объем пласта, в котором снижается давление.
- упругоемкость пласта.
где
– коэффициент пористости пласта, %;
– сжимаемость жидкой и пористой среды соответственно.
В замкнутых ограниченных пластах и запечатанных залежах развивается упругий или упругозамкнутый режим. При таком режиме (при снижении давления на 10 МПа) можно извлечь из пласта
за счет упругих сил не более 1,5-2,5% содержащейся в залежи нефти, независимо от числа и
размещения скважин.
Если нефтяная залежь хорошо связана с окружающей пластовой водонапорной системой, то
развивается упруговодонапорный режим.
Самарский Государственный Технический университет

9.

Режимы работы нефтяных пластов
Упруговодонапорный режим
При проявлении этого режима нефть из залежи вытесняется контурной или подошвенной водой без
существенного снижения пластового давления. При этом режиме коэффициент нефтеизвлечения
может изменяться в широком диапазоне от 0,2-0,3 до 0,6-0,7 от балансовых запасов в зависимости
от вязкости нефти, системы размещения скважин и других факторов.
Режим растворенного газа
При низкой продуктивности пластов, ухудшенной связи залежей с водоносной областью пластовое
давление в конечном счете снижается до давления насыщения и ниже, из нефти начинает
выделяться газ, который расширяется при снижении давления и вытесняет нефть из пласта. За счет
энергии расширения выделяющегося газа степень извлечения нефти из недр может составлять от 58 до 20-25% в зависимости от газового фактора и вязкости нефти, которые взаимосвязаны.
Высоковязкие нефти имеют низкую газонасыщенность и минимальную нефтеотдачу пластов при
РРГ (до 5-6%). Маловязкие нефти имеют газовый фактор до 150-200 м3/т и степень извлечения их
за счет энергии растворенного газа в случае хороших коллекторских свойств пласта может
превышать 20-25% от балансовых запасов даже при редких сетках скважин.
Пластовое давление в процессе разработки при РРГ непрерывно снижается.
Самарский Государственный Технический университет

10.

Режимы работы нефтяных пластов
Газонапорный режим
В нефтяных залежах с большой газовой шапкой вытеснение нефти в скважины при снижении
пластового давления происходит за счет энергии расширения газовой шапки.
Разработка залежей сопровождается расширением газовой шапки, перемещением
газонефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового фактора. Эффективность
извлечения нефти из пластов при режиме расширения газовой шапки изменяется в широких
пределах в зависимости от коллекторских свойств пласта, толщины нефтяного слоя, наклона пласта,
вязкости нефти, перепада давлений и др.
В слабопроницаемых малонаклонных пластах при больших депрессиях и вязкости нефти
конечная нефтеотдача пласта не превышает 20-25%. Наблюдается быстрый прорыв газа, малый
охват пласта процессом вытеснения. В высокопроницаемых пластах, при большом угле наклона и
малых отборах жидкости (малых депрессиях), т.е. при условиях, благоприятных для
гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать 50-60%.
Гравитационный режим
При полном истощении всех видов энергии, нефть из пласта под действием гравитации
стекает на забой скважины, после чего ее извлекают. Такой режим называют гравитационным.
Гравитационные силы редко бывают основной движущей силой при разработке нефтяных залежей.
Однако, сопутствуя процессу извлечения нефти при других режимах, гравитационные силы могут
играть значительную роль, увеличивая нефтеотдачу на 10-20%.
Могут играть и отрицательную роль, когда часть нефти стекает в зоны, где прекращен процесс
выработки запасов.
Самарский Государственный Технический университет

11.

Режимы работы нефтяных пластов
В настоящее время преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с
применением искусственного заводнения пластов, т.е. при водонапорном режиме.
Отличием водонапорного режима от естественного упруго-водонапорного режима является
то, что источником энергии при этом является не природная энергия упругости водонапорной
системы, а энергия закачиваемой в пласт воды.
Когда отбор жидкости из пласта равен в пластовых условиях объему закачиваемой в
пласт воды, в пласте устанавливается так называемый жесткий водонапорный режим.
Самарский Государственный Технический университет

12.

Объекты и системы разработки
Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:
1.
Параметр плотности сетки скважин
, равный площади нефтеносности приходящейся на
одну скважину:
S – площадь нефтеносности залежи,
n - число скважин добывающих + нагнетательных.
Плотность сетки скважин измеряется в га/скв; тыс.м2/скв.
2.
Параметр w, равный отношению числа нагнетательных Nн скважин к числу добывающих Nд:
.
Параметр w используется как показатель интенсивности системы заводнения.
Самарский Государственный Технический университет

13.

Объекты и системы разработки
При выделении эксплуатационных объектов необходимо учитывать следующие факторы:
1.
Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Недопустимо объединять в
один объект пласты, резко различающиеся по проницаемости, составу пород, толщине и степени
неоднородности.
2.
Физико-химические свойства нефти и газа. Недопустимо объединять в один объект пласты с
существующей различной вязкостью нефти, резким отличием в содержании сероводорода и
парафина, различным фазовым состоянием углеводородов в пласте и с разным режимом пластов.
3.
Условия управления процессом разработки нефтяного месторождения. Чем больше пластов и
пропластков объединено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять
контроль и раздельное воздействие на участки объекта.
4.
Техника и технология эксплуатации скважин и закачки воды, технология воздействия на
призабойную зону скважин. Усложняется обслуживание при создании многопластовых объектов.
Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным
признакам:
1.
2.
Наличию или отсутствию методов воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр.
Расположению скважин на месторождении.
Самарский Государственный Технический университет

14.

Объекты и системы разработки
Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения
геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее
промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи
определенной группы скважин. Объект разработки – не природное, а искусственно выделенное
людьми образование нефти.
В объект разработки могут быть включены один, несколько или все пласты месторождения.
Объекты разработки подразделяются на самостоятельные, т.е. разрабатываемые в настоящее
время и возвратные, те, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими другой
объект.
Системой разработки нефтяного месторождения считается совокупность взаимосвязанных
инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их
разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласт с целью извлечения нефти и газа;
число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных
скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.
Важнейшим этапом создания систем разработки является выделение объектов разработки.
Создание многопластовых объектов резко сокращает капитальные затраты на разработку
месторождения, но объединение нескольких пластов в один объект может привести к значительному
уменьшению коэффициента нефтеизвлечения.
Самарский Государственный Технический университет

15.

Технологические показатели разработки
Самарский Государственный Технический Университет

16.

Технологические показатели разработки
Самарский Государственный Технический Университет

17.

Технологические показатели разработки
120
1800
100
3
Годовая закачка, тыс. м
Годовая добыча, тыс. т
1600
1400
80
1200
1000
60
800
40
600
400
20
Обводненность, % вес.
Фонд действующих скв. на конец года, ед.
2000
200
0
0
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
Годы
добыча жидкости
добыча нефти
добывающие скв.
нагнетательные скв.
закачка
обводнённость
Самарский Государственный Технический
Университет

18.

Технологические показатели разработки
Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность
способов, применяемых для извлечения нефти из недр.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными
технологическими показателями:
1. Добыча нефти и жидкости
Процесс разработки нефтяных месторождений можно
условно разделить на 4 стадии:
1-я стадия – это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания
залежи, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в
эксплуатацию.
2-я стадия - характеризуется устойчивой максимальной добычей нефти. Именно
в этот период уровень добычи нефти и темп отбора от НИЗ характеризует разработку
месторождения.
3-я стадия – характеризуется резким падением добычи нефти и значительным
ростом обводненности продукции скважин. Эта стадия часто называется поздней стадией
разработки.
4-я стадия – называется также конечной стадией разработки нефтяного
месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение
добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин.
Самарский Государственный Технический Университет

19.

Технологические показатели разработки
Основные стадии разработки
Самарский Государственный Технический Университет

20.

Технологические показатели разработки
При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода.
Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды.
Qж= Qн+Qв
Добыча жидкости всегда больше добычи нефти. На 3-й и 4-й стадии разработки добыча
жидкости в несколько раз превышает добычу нефти.
В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах – тоннах. За
рубежом – в объемных – м3.
В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран – в баррелях. 1 баррель = 159 литрам.
qн в 1 м3 = 6,29 баррель
Обводненность добываемой продукции измеряется в %.
Fв = qв . 100%
qж
Водонефтяной фактор ВНФ = qв
qн
накопленный ВНФ = qв
qн
Самарский Государственный Технический
Университет

21.

Технологические показатели разработки
2. Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки
нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для
получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему
назначению подразделяются на следую-щие основные группы: добывающие, нагнетательные,
специальные и вспомогатель-ные.
Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для
добычи нефти, газа и попутных компонентов.
Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа,
пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.
Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью
изучения параметров и состояния разработки залежей место-рождений. Среди них выделяют две
подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов.
Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.
Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.
Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении.
Изменяется общее количество добывающих скважин: на , стадиях – растет, на уменьшается.
Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения.
Скважины могут переходить из одной группы в другую.
Самарский Государственный Технический
Университет

22.

Технологические показатели разработки
3. Темп разработки нефтяных месторождений.
Темп разработки (t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи
нефти Qн (t) к извлекаемым запасам месторождения.
(t) = Qн/ Q извл
Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки
происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы
разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки mах
mах = Qн mах . 100%
Q извл.
Qн mах – обычно добыча нефти во II период разработки.
Аналогично определяется темп отбора жидкости
Zж = Qж
. 100%
Q извл.
Темп разработки является мерой активности системы разработки.
Самарский Государственный Технический
Университет

23.

Технологические показатели разработки
4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта
нефти к начальным ее запасам в пласте.
= Qн
Qбал
Qбал – геологические или балансовые запасы нефти.
Различают текущую и конечную нефтеотдачу.
Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества
извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки
пласта к ее начальным запасам.
Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой
нефти в конце разработки к начальным запасам.
Нефтеотдача = коэффициент нефтеизвлечения,
коэффициент нефтеотдачи, КИН
Нефтеотдачу можно представить в виде:
где:
= 1 . 2
1 – коэффициент вытеснения нефти
2 – коэффициент охвата
Самарский Государственный Технический
Университет

24.

Технологические показатели разработки
КИН = βвыт * βохв
Коэффициент вытеснения
Коэффициент вытеснения – характеризует
полноту вытеснения нефти из охваченного
заводнением объема пласта.
βвыт = Sн.н. - Sо.н. / Sн.н.
Sн.н. + Sсв.в. = 1
Sсв.в.
Sн.н.
Sсв.в.
βвыт = 1 – Sсв.в. - Sо.н. / 1 – Sсв.в.
Самарский Государственный Технический университет

25.

Технологические показатели разработки
Коэффициент вытеснения
βвыт = Sн.н. - Sо.н. / 1 – Sсв.в.
Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти
водой представляет собой минимальную нефтенасыщенность
при многократной промывке образца
Это то количество нефти, которое удерживается за счет
действия каппилярных сил
Зависит от смачиваемости и структуры пор, межфазного
поверхностного натяжения
Самарский Государственный Технический университет

26.

βохв = βдр * βs
Технологические показатели разработки
Коэффициент охвата – показывает долю объема залежи, охваченную
процессом заводнения.
БАРИНОВСКО-ЛЕБЯЖИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ И ПРОБУРЕННЫХ
СКВАЖИН ПЛАСТА Д3 БАРИНОВСКОГО КУПОЛА
Самарский Государственный Технический университет

27.

Технологические показатели разработки
Коэффициент охвата –
показывает долю объема
залежи, охваченную процессом
заводнения.
βохв = βдр * βs
.
ТЕМА 1

28.

Неоднородность коллектора
Pd
A2+A3
Кп = ∑hэф /Hобщ ≤ 1
Кр = ∑nhэф / Nскв ≥ 1

29.

Коэффициент охвата
Кп = ∑hэф /Hобщ ≤ 1
βохв = βдр * βs
Кр = ∑nhэф / Nскв ≥ 1
График зависимости крэффициента дренирования ( др.) от расстояния между
скважинами ( S ) при различных коэффициентах песчанистости пластов (Кп).
βдр
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
0
250
500
750
1000
1250
1500
S
Самарский Государственный Технический
университет

30.

Технологические показатели разработки
Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для
месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему
региону и по стране.
Конечная нефтеотдача зависит от геолого-физической характеристики месторождения и
определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных
месторождений, но и экономическими условиями.
5. Степень выработки извлекаемых запасов месторождения.
Степень выработки s (t), изменяется во времени t, и равна отношению
накопленной добычи нефти Qн к извлекаемым запасам месторождения.
s (t) = Qн/ Q извл
Самарский Государственный Технический
университет

31.

Технологические показатели разработки
6. Добыча газа зависит от содержания газа в пластовой нефти,
характеризуется газовым фактором.
Газовый фактор – отношение объема добываемого
газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче
дегазированной нефти в единицу времени. Он измеряется в м3/т
и в м3/м3. При водонапорном режиме величина газового фактора
является постоянной
ГФ = Qг
Qн
м3/т
7. Расход нагнетатаемых в пласт агентов
и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении
различных технологических процессов извлечения нефти и газа
из недр в пласт закачивается вода, вода с добавками хим.
реагентов, газ и другие вещества.
Расход этих веществ должен учитываться и планироваться в
процессе разработки месторождения.
Самарский Государственный Технический
Университет

32.

Технологические показатели разработки
8. Распределение давления в пласте.
В процессе разработки нефтяных месторождений давление в
пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно
будет различным. В районе нагнетательных скважин будет
повышенное давление, в районе добывающих – пониженное. Для
оценки используют среднее или средневзвешенное по площади
давление. В качестве показателей разработки используют
давления в характерных точках пласта – на забоях
нагнетательных скважин – Рн, на забоях добывающих скважин –
Рс.
Важно определять также перепады давлений между
забоями нагнетательных и добывающих скважин,
как разность Рн-Рс.
Самарский Государственный Технический
Университет

33.

Технологические показатели разработки
9. Давление на устье добывающих скважин.
Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти,
газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.
10. Пластовая температура. Это природный фактор. Может
изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или
наоборот теплоносителей пара, горячей воды.
Все показатели, присущие данной технологии
извлечения
нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение
одних показателей разработки влечет за собой
изменение
других.
Самарский Государственный Технический
Университет