Основные геологические данные для проектирования разработки

В связи с необходимостью быстрого ввода нефтяных и газо­вых месторождений в разработку обретают особую значимость вопросы установления рациональной их разведанности с опре­делением минимального объема исходных данных для проекти­рования системы разработки.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости – о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

Составление технологической схемы или проекта разработки базируется на следующих геолого-промысловых материалах, полученных в результате геолого-разведочных работ и опытно- промышленной эксплуатации:

1. В результате геолого-поисковых разведочных работ долж­ны быть построены детальные структурные карты по кровле и подошве нефтяного пласта с показом тектонических нарушений, линий выклинивания и замещения продуктивных отложений на непродуктивные. Кроме того, должны быть построены карты изопахит и литолого-стратиграфические разрезы.

2. Должно быть установлено положение внутреннего и внешнего контуров нефтеносности вода - нефть (ВНК) и нефть - газ (ГНК).

3. Подлежат исследованию в лабораториях свойства нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях. Среди свойств пластовой нефти с особой тщательностью должны быть исследованы такие параметры, как давление насыщения нефти газом и зависимость вязкости, объемного коэффициента пласто­вой нефти от давления насыщения. Высокая достоверность и правильность определения этих параметров необходимы для расчетов показателей разработки залежи нефти.

4. Коллекторские свойства пласта (пористость, проницае­мость, карбонатность и другие) должны быть изучены как по данным пластового керна, так и с помощью промыслово-геофи-зических и гидродинамических исследований. Обработку первич­ных материалов исследований коллекторских свойств пласта необходимо проводить с привлечением математической статисти­ки.

5. На стадии опытной эксплуатации скважин должны быть тщательно измерены начальные пластовые давления и установ­лена динамика изменения давления во времени. В пробуренных скважинах должны быть определены коэффициенты продуктив­ности, пьезопроводности при установившихся режимах фильт­рации. Если в объект разработки включаются неоднородные пласты с выделением отдельных пропластков, то в скважинах следует проводить исследования скважинными дебитомерами. Особую значимость на стадии опытной эксплуатации скважин имеют исследования по установлению дебитов или предельных депрессий, определяемых из условия пескопроявления скважин, подтягивания конусов воды или газа и др.

6. На стадии опытной эксплуатации месторождения должны быть намечены и проведены исследования и наблюдения по изу­чению проявлений естественного режима залежей нефти. Зна­чение естественного режима во многом предопределяет подход к проектированию системы разработки и установлению вариан­тов проектных решений. Так, например, если по результатам наблюдений за опытной эксплуатацией объекта разработки не ожидается проявление режима растворенного газа (давление насыщения существенно ниже начального пластового давления, отмечается поступление в залежь краевых вод), то варианты разработки залежи нефти при режиме растворенного газа при проектировании могут не рассматриваться.

Полноценность проектирования системы разработки зависит от полноты и точности геолого-физического изучения объекта. Проектирование разработки нефтяных месторождений должно базироваться на данных исследований разведочных и эксплуатационных скважин. Для получения полноценной информации о месторождении необходим следующий комплекс исследований:

1. Отбор керна (в продуктивном пласте сплошной). По керну определяют все физические и физико-химические характеристики пород.

2. Комплекс каротажных исследований скважин, для интерпретации результатов которого используются данные, полученные в ходе лабораторных исследований керна.

3. Отбор и изучение глубинных проб нефти, газа и воды.

4. Замеры пластового давления. Исследование скважин на приток при различных режимах их работы. Установление зависимости между дебитом и депрессией на пласт. Определение коэффициентов продуктивности скважины, гидропроводности и проницаемости пласта на основании данных, полученных в процессе исследования скважин.

5. Регистрация кривых восстановления забойного давления в остановленных скважинах и вычисление коэффициентов пьезопроводности, гидропроводности, проницаемости и степени загрязнения призабойной зоны скважины.

6. Исследование скважин на взаимодействие для установления сообщаемости отдельных участков пласта или выклинивания и замещения отдельных пропластков плотными породами. На основании изучения характера взаимодействия скважин определяется как качественная характеристика взаимосвязи пласта, так и значения коэффициентов пьезопроводности.

7. Наблюдение за выносом песка при работе скважин на различных режимах и определение максимально допустимых дебитов.

8. Исследование минерального состава пластовых вод с целью контроля над продвижением нагнетаемой в пласт воды.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технологических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным, 0,8.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность к балансовым (по Кудинову к геологическим)запасам нефти залежи.

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки – текущем.

Существует несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;

покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов .

Коэффициент вытеснения – это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. Коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента. Значение этого коэффициента определяют экспериментально в лабораторных условиях

Коэффициент охвата – это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Этот коэффициент рассчитывают по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполненных рабочем агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогов с подобными залежами нефти.

Коэффициент заводнения – характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Обычно он оценивается по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, или принимается экспериментально.

Выбор системы разработки.

На многопластовых месторождениях на основании данных комплексного геолого-промыслового изучения фактического состояния, возможностей техники и технологии эксплуатации скважин с учетом опыта разработки месторождений со сходными условиями и необходимостью достижения высоких технологических и экономических показателей разработки выделяются объекты разработки. Выбор системы разработки необходимо проводить с учетом особенностей геологического строения залежей и коллекторских свойств пластов, ФЕС пластовых флюидов, режимов работы пластов и скважин. При выборе системы особо необходимо обратить внимание на следующие моменты:

1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых м/р и определение порядка их ввода в разработку.

2.Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода в эксплуатацию.

3.Установление режима работы нефтедобывающих и нагнетательных скважин, планирование темпов отбора и закачки воды для подержания пластового давления.

4.Регулирование баланса пластовой энергии. Метод ППД (заводнение: законтурное, приконтурное, внутриконтурное), закачка газа.

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: