- •Введение
- •Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей
- •1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, физики и химии.
- •1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводородов (ув) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и превращения газонефтяных систем.
- •1.3 Общие сведения об осадочно-миграционной теории органического происхождения ув и образования месторождений нефти и природного газа. Понятие о геологических ловушках для ув, типы ловушек.
- •1.4 Минералы и горные породы. Классификация горных пород. Породы-коллекторы нефти и газа (их основные типы и характеристики).
- •1.4.Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба.
- •Тема 2 Залежи и месторождения углеводородов
- •2.1 Залежи нефти и природного газа как единичные скопления ув в геологических ловушках. Месторождения нефти и газа.
- •Классификация залежей углеводородов
- •2.3 Пластовые воды залежей ув; расположение пластовых вод относительно нефтегазоносной части залежи.
- •2.4 Запасы нефти и природного газа. Категории запасов. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом.
- •Объемный метод подсчета запасов нефти
- •Объемный метод подсчета запасов газа
- •Тема 3. Пластовое давление в залежах ув
- •1 Газ; 2 нефть; 3 вода; 4 заводненная зона пласта; 5 точка замера давления в скважине; h расстояние от точки замера до условной плоскости
- •Тема 4. Физические параметры пластовых жидкостей и учет их изменения при разработке залежей нефти
- •4.2 Физические параметры пластовых вод.
- •Тема 5. Условия эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •5.1 Условие притока флюидов к забоям скважин под действием упругих сил
- •5.2 Стационарные и нестационарные режимы исследования скважин (индикаторная кривая и кривая восстановления давления).
- •Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
- •Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)
- •5.3 Система «пласт-скважина» и способы эксплуатации скважин; предел фонтанирования скважины. Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды. Технологический режим работы скважин.
- •Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды.
- •Технологический режим работы скважин.
- •Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти
- •6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.
- •Площадное заводнение
- •1 Площади, не охваченные процессом
- •6.3 Стадии разработки нефтяной залежи; характеристика отдельных стадий. Основной период разработки залежи.
- •Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти
- •7.1 Термобарическая характеристика залежи. Влияние начальных температуры и давления в залежи и состава ув на возможный ход разработки.
- •7.2 Режимы работы пластов как проявление определенного вида пластовой энергии, под действием которой к забоям скважин движутся пластовые жидкости
- •7.3 Классификация режимов Водонапорный режим
- •Упругий режим
- •Упруговодонапорный режим
- •Газонапорный режим
- •Режим растворенного газа
- •Гравитационный режим
- •Сравнительный анализ режимов
- •Тема 8. Основы проектирования разработки месторождений нефти и газа
- •8.1 Цели и задачи проектирования разработки. Многостадийность проектирования разработки месторождений нефти
- •8.2 Виды проектных документов, их назначение.
- •Тема 9. Объект и система разработки
- •9.1 Выбор объектов по разрезу и площади месторождения. Объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки; обоснование целесообразности объединения
- •9.2 Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом. Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
- •Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом
- •Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
- •9.3 Схематизация формы залежи. Схематизация контуров нефтеносности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин.
- •9.4 Характеристика основных технологических показателей разработки. Характеристика основных экономических показателей разработки
- •9.5 Проведение гидродинамических расчетов основных показателей разработки
- •9.6 Понятие о рациональной системе разработки. Выбор рационального варианта
- •Тема 10. Основы анализа разработки
- •10.1 Цель и задачи анализа текущего состояния разработки в рамках авторского надзора. Методы проведения анализа.
- •Применение статистических методов и упрощенных методик для анализа и прогноза разработки, оценки эффективности проводимых на залежи геолого-технических мероприятий
- •10.2 Факторы, осложняющие процесс вытеснения нефти водой.
- •Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей
- •10.3 Различия вязкостей нефти и воды как фактор, осложняющий процесс вытеснения нефти. Параметр безразмерной вязкости μ0, его влияние на характер выработки запасов.
- •10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (кин).
- •10.5 Рациональное число и размещение проектных скважин. Основной фонд скважин. Резервные скважины.
- •10.6 Расчет процессов нагнетания.
- •Тема 11. Разработка залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам
- •11.1 Контроль и регулирование разработкой нефтяных залежей Контроль за процессом разработки
- •Регулирование процесса разработки (рпр)
- •11.2 Основы компьютерного моделировании строения залежей ув и их разработки
- •Основные виды исходных данных для цифрового геологического моделирования
- •Основные исходные данные для создания гидродинамической модели
- •Тема 12. Разработка газовых и газоконденсатных залежей
- •12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.
- •12.2 Физические свойства природных газов. Тепловые свойства природных газов. Дросселирование газов. Гидратообразование.
- •12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.
- •Тема 13 Способы эксплуатации газовых скважин
- •Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)
- •Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
- •Режимы работы газовых пластов
- •Газовый режим
- •Водонапорный режим
- •Размещение скважин при разработке газоконденсатных залежей
- •Определение показателей разработки при газовом режиме для периода нарастающей добычи
- •13.6 Особенности разработки газоконденсатной залежи. Явления обратной конденсации. Особенности разработки газонефтяных и нефтегазовых залежей
- •Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •Системы сбора газа на промысле. Промысловая подготовка газа к транспорту
- •Подземное хранение газа
- •Список литературы
- •Содержание
Тема 9. Объект и система разработки
Нефтяные месторождения – это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким геологическим 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 и различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтеносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород, а иногда находятся на отдельных участках месторождения.
Обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда и разными технологиями. Приступая к разработке нефтяного месторождения, нефтедобывающая компания должна обосновать три основных стратегические задачи, отвечающие максимально возможной степени выработки запасов нефти с приемлемой рентабельностью при применении наиболее прогрессивных методов, техники и технологии извлечения нефти:
• выделить объекты разработки;
• обосновать систему разработки месторождения;
• обосновать технологию разработки месторождения.
9.1 Выбор объектов по разрезу и площади месторождения. Объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки; обоснование целесообразности объединения
Эксплуатационный объект разработки – это искусственно выделенное в пределах данного месторождения геологическое образование (продуктивный пласт, часть пласта, группа пластов), извлечение нефти из которых осуществляется самостоятельной (своей) сеткой скважин.
В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. С точки зрения экономии металла, труб и других материалов для бурения и обустройства месторождения, т.е. капитальных затрат, желательно включить в один объект разработки как можно большее число пластов. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны.
Но, с другой стороны, увеличение числа пластов усложняет процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и в ряде случаев приводит к снижению извлекаемых запасов нефти в целом по объекту. Поэтому обоснование выделения объектов разработки является одной из ответственных стратегических задач разработки нефтяного месторождения.
Объекты разработки иногда подразделяют на самостоятельный и возвратный.
Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты, имеющие значительную толщину с мощными непроницаемыми разделами. При небольшой толщине пластов и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый пласт и регулирование процессов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. При выделении объектов разработки следует учитывать следующие факторы:
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. В один объект разработки можно включить пласты, имеющие близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, величины начальных приведенных пластовых давлений и совпадающие в плане площади нефтеносности. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщинам, а также начальному пластовому давлению пласты нецелесообразно объединить в один объект. Сильно различающиеся по площадной и послойной неоднородности пласты тоже нецелесообразно объединять в один объект разработки.
Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, поэтому включение их в один объект разработки неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.
В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений было замечено, что средний коэффициент продуктивности скважин Кпсов, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы Кпсум средних коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно. Физическая сущность этого явления изучена недостаточно. Ряд исследователей считает, что снижение продуктивности происходит из-за перетоков жидкости между пластами, другие объясняют потерями за счет гидравлических сопротивлений в стволе скважин, некоторые исследователи объясняют это взаимовлиянием эксплуатируемых пластов.
Если в один эксплуатационный объект объединяются большое количество пластов, максимальное значение уменьшения коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной достигает 35-45 %.
2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефть с неодинаковыми свойствами, например, по вязкости, нецелесообразно объединять в один объект разработки, так как для извлечения продукции необходимо применять разные технологии воздействия на них, требующие различную систему расположения и различную плотность сетки скважин.
Существенное значение при выделении объектов имеют физико-химические свойства пластовых вод, их возможность смешения. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определенного состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.
3. Фазовое состояние углеводородов и режимы пластов. Например, нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.
4. Возможность управления процессом разработки (очень много пластов объединять в один объект нецелесообразно)
5.Технология разработки и техника- технология эксплуатации скважин (если пласты рентабельно разрабатывать самостоятельно, то их объединять нецелесообразно)
Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, предварительно установленная по перечисленным геологическим признакам, далее уточняется технологическим анализом и технико-экономическими расчетами.
Одним из последних достижений в технике и технологии добычи является технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов. Применение такой технологии позволяет совместить достоинства разукрупнения объектов разработки с достоинствами совместной эксплуатации пластов. При этой технологии скважина может добывать нефть из двух объектов одновременно, обеспечивая на каждый из объектов свое оптимальное именно для этого объекта воздействие. Таким образом, потери извлекаемых запасов не происходит, а рентабельность процесса повышается за счет уменьшения количества необходимых скважин.
При этом наиболее экономична однолифтовая модификация ОРЭ, когда смешение добываемых из двух объектов флюидов происходит в одной НКТ в скважине. Однако, эта модификация осложняет процесс контроля за разработкой отдельных объектов и, кроме того, неприменима при существенных различиях в физико-химических свойствах пластовых флюидов. Двухлифтовая конструкция позволяет использовать одну скважину для полностью раздельной добычи углеводородов из двух объектов по разным НКТ. Развиваются также технологии одновременно-раздельной закачки.