Что такое разработка нефтяных и газовых месторождений
Суть разработки нефтяных и газовых скважин, системы и стадии процесса
Разработка нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс действия, направленных на выкачку углеводородного сырья из месторождения к забою. При этом должен предусматриваться определенный порядок расположения буровых по всей плоскости нефтеносного контура. Инженерами предполагается очередность введения в рабочее состояние скважин, установка технологического оснащения и поддержка режима работы на промысле.
Что собой представляет разработка нефтяных и газовых скважин
Разработка скважины на нефть или газ – это ряд мер, которые касаются непосредственно добычи природных ископаемых из недр Земли. Это целая наука, которая интенсивно развивается с самого начала существования отрасли промышленности. Сейчас разрабатываются передовые технологии извлечения углеводородов, новые способы распознавания процессов под землей, применения пластовой энергии. Помимо этого постоянно внедряются новые методы планирования и разведки месторождений.
Главная задача комплекса действий, направленных на добычу ресурсов, – рациональное использование нефтеносных областей, максимально полная разработка газа, нефти и конденсата. Организация данных процессов на любом объекте – приоритетное направление всей индустрии. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с использованием традиционных скважин, иногда допускается шахтная добыча природных ископаемых. Примером последнего является Ярегская нефтяная залежь, которая находится в Республике Коми.
Чтобы более детально представить, как протекают процессы добычи углеводородов на промыслах, следует подробнее узнать о системе разработки нефтяных и газовых месторождений и основных этапах выкачивания ресурсов. Об этом и будет вестись речь ниже.
Что необходимо знать о системе разработки скважин?
Под понятием системы разработки пластов нефти и газа подразумевают определенную форму организации добычи природного ископаемого. Ее характер определяется следующим:
Что собой представляет сетка расположения скважин? Это определенный принцип размещения добывающих скважин и систем, подающих воду. Между ними должно выдерживаться определенное расстояние, которое называется плотностью сетки. Располагаются места для бурения равномерно или неравномерно, как правило, на нескольких линиях. Из рядов формируется квадратная, многоугольная либо треугольная система.
Важно! Проектирование сетки треугольной формы предполагает размещение на 15,5 % больше мест для бурения, нежели при прямоугольном расположении. И это при условии равного расстояния между скважинами.
Под плотностью следует понимать отношение общей площади месторождения к количеству скважин, работающих на добычу сырья. Но само понятие достаточно непростое, а плотность нередко определяется, исходя из конкретных условий на определенных месторождениях.
Также важно различать промыслы, где ведется использование отдельно расположенных залежей и областей, состоящих из нескольких пластов. Объектом эксплуатации называется 1 или же несколько продуктивных слоев одной нефтеносной области. Как правило, они отличаются геолого-техническими условиями и целесообразностью с точки зрения экономики. При эксплуатации промыслов необходимо учитывать следующее:
Объекты разделяются инженерами на самостоятельные и возвратные. Второй тип используется в качестве места для установки скважин для разбуривания других нефтяных и газовых месторождений.
Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений
Стадия представляет собой период разработки, который обладает характерными только для него изменениями. При этом они всегда закономерны и касаются технологических и экономических показателей. Под этими понятиями скрываются среднегодовая и общая мощность промысла, текущее использование воды для заводнения, и количество воды в сырье. Кроме того существует так называемый водонефтяной фактор, который тоже следует брать во внимание. Он представляет собой частное от количества выкачанной воды и нефти.
Современное производство разделяет процесс добычи на 4 основных стадии:
Сооружение эксплуатационных скважин и станций подачи воды
Чтобы поддержать пластовое давление в области нефтегазоносности, необходимо использовать закачку жидкости в продуктивные залежи. В качестве альтернативы может применяться газ. Если же используется вода, то такой процесс называется заводнением. Различают законтурную, внутриконтурную технологии и способ заводнения по площади. Стоит рассмотреть каждый способ детально.
Важно! Сейчас технология заводнения почти исчерпала себя. Для повышения эффективности добычи применяются другие способы разработки. Тем не менее, с его помощью удалось существенно повысить количество добытых ресурсов и объемы индустрии.
На промыслах достаточно часто используются щелочные среды, горячая вода и пар, пена и эмульсии, полимеры. При добыче ресурсов из нефтяных и газовых месторождений также прибегают к применению углекислого газа, растворителей и других газов под давлением. Используется и так званый метод микробиологического воздействия на нефтеносную область.
Сейчас разработка скважины на нефть проводится фонтанным, газлифтным и помповым методами.
Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Никто не будет возражать, что нефть и газ – энергетическая и химическая основа нынешней экономики. А потому освоение их залежей должно проводиться наиболее эффективно и целесообразно, чтобы получить максимум возможного при объективном минимуме затрат, не нанося существенного ущерба окружающей среде и обеспечивая необходимый уровень безопасности.
Количество нефтегазовых скважин на планете превысило миллион штук; в России их число ежегодно увеличивается на 7-8 тыс. единиц. Понятно, что ведение такого огромного хозяйства возможно лишь на хорошей научной и практической основе, изучением которой занят ряд дисциплин. Особо среди них можно выделить «Основы разработки нефтяных и газовых месторождений», как залог фундамента знаний, обеспечивающих эффективность работы отрасли на всех уровнях и стадиях нефтегазовой добычи.
Цели и принципы разработки
Целью разработки нефтяного или газового месторождения всегда выступает добыча углеводородного сырья, путём его перемещения из пластовых флюидов к забою (дну ствола скважины). Происходит это за счёт реализации комплекса инженерно-технических мероприятий, включающих в себя:
Но прежде чем начать разработку залежей, необходимо выполнить проведение поисково-разведочных работ по выявлению перспективных в промышленном отношении месторождений. Осуществляется это методами геологической, геофизической и гидрогеохимической разведки или бурением скважин, предназначенных для исследования и изучения пластов.
Физика внутрипластовых явлений
Найденные в результате этих изысканий залежи нефти и газа всегда являются обладателями потенциальной энергии, которая и поддерживает выход углеводородов путём преобразования в энергию кинетическую. Потенциальная энергия возникает в результате:
На основании выбора одного из этих видов внутрипластовой энергии и формируется режим разработки. Всего основных режимов насчитывается пять:
Нередко вышеназванные режимы совмещаются в смешанный режим разработки. Необходимо также отметить, что для газоносных месторождений применимы лишь жёстководонапорный, упруговодонапорный и газонапорный режимы.
Искусственные методы воздействия
Однако, в значительном количестве случаев, использование только естественных факторов бывает недостаточно. В таком случае с целью увеличения добычи находят применение искусственные методы:
Предназначенные для поддержания давления внутри пласта: накачивание газа, подача воды.
Имеющие целью повысить отдачу пластов за счёт роста их проницаемости: обработка солекислотными смесями, гидроразрыв.
Повышения отдачи нефти и газа.
Методов этих достаточно много и они непрерывно совершенствуются, вовлекая в работу огромное количество научно-исследовательских учреждений, так как на повестке дня всё более и более актуальным становится вопрос исчерпания нефтяных и газовых ресурсов планеты. Возможно, что данная проблема, помноженная на некоторое честолюбие и желание сделать карьеру в столь востребованной области, привлекут в нефтегазовую сферу подрастающее поколение, которое найдёт выход из грядущего кризиса.
Но в любом случае, при разработке нефтяных и газовых месторождений важнейшую роль играют и, по всей видимости, будут играть:
То есть, всё то, что положено в основы разработки нефтяных и газовых месторождений.
Этапы нефтегазовых работ: Бурение, добыча, транспортировка, переработка
Цикл работы с нефтью и газом включает в себя ряд основных этапов
В последние годы при разведочном бурении активнее остальных средств применяются электрические турбобуры.
В ходе разведочного бурения используют буровой раствор.
Буровой раствор должен:
3 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ
3.1 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ
рис. 1 Типы профилей наклонно-направленных скважин
3.2 ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ
4 ДОБЫЧА. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА
4.1 ДОБЫЧА НЕФТИ
1 стадия характеризуется:
Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет
2 стадия характеризуется:
3 стадия характеризуется:
4 стадия характеризуется:
4.2 ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА
5 ТРАНСПОРТИРОВКА И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ.
После стадии разведочного и эксплуатационных бурений, а также первичной промысловой подготовки следует этап Транспортировки нефтепродуктов или их хранения
5.1 ТРАНСПОРТИРОВКА нефти и нефтепродуктов осуществляется по:
5.2 ХРАНЕНИЕ
6 ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ
Процессы нефтепереработки делят на Первичные и Вторичные
Первичный блок включает в себя:
Вторичный блок состоит из процессов:
Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Добыча полезных ископаемых, в том числе и углеводородов и сопутствующих газов – комплексная задача. Добыча ископаемых (например, нефтяных и газовых месторождений) включает в себя все этапы производства, от геофизических методов исследования почвы с целью обнаружения залежи до фасовки и доставки очищенного продукта к потребителю.
Основы разработки нефтяных и газовых месторождений – один из главных предметов в отраслевых высших учебных заведениях, а получаемые знания – фундамент последующего эффективного производства на всех его уровнях.
Перекачка энергоресурсов из пласта к забою – главный этап добычи. Для обеспечения соблюдения всех норм разработки скважин следует придерживаться строгой последовательности и правильной технологии способов и методов.
Особенности систем разработки нефтяных и газовых пластов
Основы разработки нефтяных и газовых месторождений определяют, какие именно факторы более других влияют на эффективность и безопасность извлечения полезного ископаемого:
Одним из начальных этапов разработки, к которому стоит подходить со всей серьезностью, является проектирование сетки скважин.
Буровые имеют различное назначение не только непосредственно по добыче, но и в поддержании этого процесса, а также подачи воды.
Между двумя скважинами должно выдерживаться определенное расстояние, значение которого изменяется в зависимости от особенностей почвы, глубины залегания ресурсов и многих других факторов.
Чаще всего сетка создается путем триангуляции, причем размер составляющих фигур может варьироваться без особых ограничений.
Причина выбора именно треугольной структуры – возможность установить на 15% больше скважин, чем в случае прямоугольного расположения.
Особую трудоемкость представляет формирование систем, в которых существуют несколько уровневые залежи.
Буровые установки для разработки нефтяных и газовых месторождений
В любом случае важными компонентами расчета успеха размещения буровых являются:
Основы разработки нефтяных и газовых месторождений – многогранная тема, в которой необходимо ориентироваться всем добытчикам.
Для того чтобы найти надежных поставщиков оборудования и ознакомиться с новыми методами извлечения ресурсов, правильным решением станет посещение международной выставки «Нефтегаз», которая ежегодно проводится в ЦВК «Экспоцентр».
Разведка нефтяных и газовых месторождений
Наиболее быстро и эффективно добывается нефть после того, как для ее добычи и извлечения из глубин месторождения стали применять специальные установки для бурения скважин.
Потому основной целью поисково-разведочных работ считается определение и выявление запасов существующих углеводородов, а также разведка нефтяных и газовых месторождений и залежей.
Методы разведки нефтяных и газовых месторождений
Как правило, во время поисково-разведочных работ используются следующие методы:
Отметим, что природный газ и углеводороды входят в перечень основных и главных полезных ископаемых, которые человек использует с древних времён.
На первоначальных этапах специалисты геологических служб выезжают в исследуемый район для проведения геологических съемок с последующим осуществлением полевых работ. В этот период они занимаются изучением пластов горных пород, их состава, а также угла наклона.
Для проведения аналитических работ коренных пород роются специальные шурфы, глубина которых составляет около 3 см.
В свою очередь, чтобы получить более масштабную картину о породах, которые залегают гораздо глубже, бурятся картировочные скважины, чья глубина составляет около 600м. Далее производится обработка собранных материалов и составление геологического разреза местности.
Стоит заметить, что в разработке нефтяных скважин геологическая карта – необходимая составляющая, являющаяся проекцией горных выходов на дневную поверхность.
Однако какой бы точной не была геологическая съемка местности, она дает лишь общее представление о верхнем строении горной породы. Потому, чтобы получить более точную информацию о недрах, применяют геофизические методики исследования.
К геофизическим методикам разведки нефтяных и газовых месторождений относят:
Разведка нефтяных и газовых месторождений и залежей, а также проведение ряда работ для сооружения скважин используются не только с целью добычи нужных ископаемых, но и для последующего оконтуривания залежей, а также для определения уровня залегания и мощности пластов, необходимых в будущем газа и углеводородов.
Новые технологии разведки нефтяных и газовых месторождений на выставке
Выставка «Нефтегаз» – одна из ведущих экспозиций, которые организовывает и проводит на своей территории Центральный выставочный комплекс «Экспоцентр».
Во время проведения отраслевого мероприятия освящаются вопросы:
Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений
На сегодняшний день геология и разведка нефтяных и газовых месторождений является весьма актуальной сферой деятельности, оставлять которую в стороне просто нельзя.
Ни одно из существующих месторождений не является бесконечным, каждое из них рано или поздно исчерпает свои ресурсы, и на смену им обязательно должны прийти новые – это вполне закономерный факт. И только заранее приложенные к этому усилия позволят получить в нужный момент эти дополнительные месторождения – спорить с этим фактом не приходится.
Поиском месторождений занимаются специалисты, ведь существуют определенные признаки, которые могут свидетельствовать о наличии в недрах нефти, а кроме того, в поисках помогает и современное оборудование.
Именно геология и разведка нефтяных и газовых месторождений позволяет людям получить возможность использования недр в будущем, и именно ее методы позволяют найти место, где будет целесообразно создавать скважину.
Нефтяные и газовые месторождения
Что касается вопросов создания скважин – их цели и назначения могут быть весьма различными. Если имеется месторождение, полностью подготовленное к разработке и полноценно разведанное, то здесь создают эксплуатационную скважину.
Если рассматривать категорию эксплуатационных скважин, то стоит отметить, что в этой категории окажутся не только те из них, что используются при выкачивании из недр газа и нефти, то есть добывающие. Сюда же относятся и те скважины, что обеспечивают полноценную и эффективную разработку того или иного месторождения, и это нагнетательные и оценочные скважины, а также наблюдательные.
Нагнетательные объекты используются для подачи различных сред в эксплуатационный пласт, чтобы поддерживать необходимое пластовое давление. Оценочные используются для изучения степени выработанности пластов и режима работы, для создания схем разработки. Наблюдательные объекты создаются для контроля над разработкой и ее режимом в рамках данного месторождения.
Задачи геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений
В целом геология и разведка нефтяных и газовых месторождений, равно как и эксплуатационное дело, не допускает использования одной только скважины, и, даже если рассматривать конструкцию эксплуатационного объекта данного типа, его конструкция будет во многом определяться как количеством дополнительных скважин, так и числом рядов спускаемых труб, которые направляются в скважину в процессе бурения и цементируются там.
Обсадные трубы спускаются в рамках таких рядов – для того чтобы устье не размывало, используется ряд под названием направление, но он не единственный.
Также используется и обсадная промежуточная колонна, которых может быть и несколько, и они позволяют исключить осложнения при переходе бурения на новые интервалы. Если создается однотипный вариант в твердой породе, присутствие данной колонны вовсе не обязательно.
Если есть необходимость крепления неустойчивых верхних интервалов, а также при необходимости изоляции тех горизонтов, что содержат грунтовые воды, устанавливается так называемый кондуктор, который оказывается актуальным также при установке противовыбросного оборудования на устье.
Кроме того, необходимо отметить присутствие такого элемента, как сама эксплуатационная колонна, которая необходима для извлечения на поверхность газа или нефти, для изоляции горизонтов. Колонна эксплуатации всегда дополняется рядом рабочих элементов, специальной заколонной и колонной оснасткой.
Крайне редко можно видеть одноколонные скважины, где имеется только эксплуатационная колонна, при наличии одной эксплуатационной и одной промежуточной колонны объект именуют двухколонным и так далее.
Как разведка, так и создание или эксплуатация скважин становятся вовсе не самой простой задачей, здесь необходим высокий профессионализм и понимание работы во всех ее аспектах. Особые сложности могут возникнуть при попытках работы с новыми технологиями или новейшим оборудованием – ведь даже выйти на таковые бывает совсем не просто, не говоря уже об изучении возможностей их эксплуатации.
Новые технологии разведки нефтяных и газовых месторождений на выставке
К счастью, приобщиться к профессиональному кругу и изучить все необходимое в деталях сегодня вовсе не сложно: специально для этого проводятся профильные выставки, которые проходят в ЦВК «Экспоцентр», привлекая массу посетителей.
Именно здесь можно с легкостью найти новое оборудование и технологии, а кроме того, расширить круг профессиональных знакомств, обзавестись клиентами и партнерами.
Не стоит упускать столь полезных и удобных возможностей, которые могут дать новый толчок к развитию бизнеса, ведь даже крупнейшие промышленники не пропускают эти выставки. Тем более что билеты на такие мероприятия обходятся совсем не дорого, а купить их можно даже через интернет.
Особенности разведки газовых и газоконденсатных месторождений
Поисково-разведочные работы проводятся на территории потенциально насыщенных ресурсами зон для того чтобы подтвердить наличие и оценить параметры пластов и впоследствии их разработать.
Особенности разведки газовых и газоконденсатных месторождений основываются на размещении углеводородов из определенных гомологических рядов в различных агрегатных состояниях в глубоких слоях земной коры.
Способы разведки и добычи газовых и газоконденсатных месторождений
Фазовые состояния углеводородов напрямую влияют на способ добычи. Большинство методов разведки применимы как для нефти, так и для газа:
После исследований пробуривают скважины, которые также подвергаются оценке (каротаж, термометрические, радиометрические и акустические методы).
Результат первичной разведки – определение текущих и перспективных коллекторских свойств нефтегазоносных пластов. При последующей эксплуатации сети скважин оценка состояния ресурсов проводится регулярно по мере необходимости.
Особенности извлечения газового или газоконденсатного сырья из залежей
Извлечение сырья из залежей классифицируется по трем параметрам:
На данном этапе наращиваются мощности компрессорных станций, и проводится дальнейшая разведка для определения целесообразности использования буровых установок.
Падающая добыча в газовом режиме отличается постоянным числом эксплуатируемых источников, в водонапорном – количество скважин снижается.
Влияющие параметры – количество добываемого газа, шельфовое давление, число и дебит скважин.
Газоконденсат при разведке газовых и газоконденсатных месторождений
Газоконденсат (смесь пропана, пропилена, изобутана и бутиленов, переходящих из газообразного состояния в жидкое под давлением) – продукт разработки нефтяных скважин или самостоятельное сырье, залегающее в насыщенных ресурсами областях.
Характеристики:
Газовый конденсат после переработки используется в качестве моторного топлива и применяется в химической промышленности.
Особенность добычи «природного газолина» – используемая система поддержания пластового давления (закачка воды или круговой процесс).
На этапе разведки разработка месторождений планируется с учетом постоянного количества нагнетательных и добывающих скважин.
Также важно учитывать возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин при снижении давлений и температур, многофазность эмульсии, как фактора для применения высоких технологий отделения «белой нефти».
Современные технологии разведки газовых и газоконденсатных месторождений демонстрируются на выставке «Нефтегаз» в ЦВК Экспоцентр.
Разработка нефтяных и газовых месторождений. Принципы разработки месторождений
Разработка нефтяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь, обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.
Природные режимы
Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.
Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой.
На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой.
Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи.
Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?
Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.
Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.
1. Водонапорный режим
При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема водонефтяного контакта (ВНК) (рисунок 8 а).
а — изменение объема залежи в процессе; б — динамика основных показателей разработки
1 — интервалы перфорации; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения воды и нефти;
положение ВНК: ВНКнач — начальное, ВНКк — конечное; давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти
Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.
Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рисунок 8 б):
— тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;
— практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;
— достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, — до 8 – 10 % в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 – 90 % извлекаемых запасов нефти;
— извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0.5 – 1.
При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0.6 – 0.7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.
Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Самарской, Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.
2. Упруговодонапорный режим
Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.
Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие:
Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.
Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму, однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля не извлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рисунок 9) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.
давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н — коэффициент извлечения нефти
Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи, темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи.
Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 – 7 % в год от НИЗ (см. рисунок 9). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 – 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0.5 – 0.55. Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов.
3. Газонапорный режим
Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.
Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:
Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным (рисунок 10 а).
При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рисунок 10 б). Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0.4. Поэтому, при равных балансовых запасах и равных темпах разработки, абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.
4 Режим растворенного газа.
Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.
В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.
Динамика годовых показателей разработки залежи приведена на рисунке 11.
Рисунок 11 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.
Давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж —жидкость;
Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0.2 – 0.3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15.
Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина.
5. Гравитационный режим
Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате «осушения» пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рисунке 3.5. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.
Рисунок 12 — Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме
а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти qн,:
Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется.