Насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

5. Охарактеризуйте основные принципы рациональной системы разработки.

Независимо от разработки при установлении оптимальных технологических режимов эксплуатации необходимо придерживаться следующих принципов:

− полностью учитывать геолого-промысловую характеристику залежи; полностью учитывать технологическую и техническую характеристики скважинного и наземного оборудования;

− рационально использовать естественную энергию газоносного, нефтеносного (при наличии нефтяной оторочки) пластов и водонапорной системы;

− полностью удовлетворять требования закона об охране окружающей среды и рациональном использовании природных ресурсов;

− максимально гарантировать надежность работы в установленные сроки всего комплекса систем пласт-начало нефтегазопровода;

− обеспечивать наибольшую производительность скважин в предусмотренный планом период разработки залежи;

− максимально учитывать возможность снятия ограничений, снижающих дебиты скважин, и предусматривать меры по интенсификации добычи газа:

− своевременно изменять ранее установленные, но непригодные на данном этапе разработки технологические режимы эксплуатации скважин на новые режимы;

− обеспечивать предусмотренную планом добычу при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше принципов установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка месторождений.

6. Что понимают под пористостью горных пород, какими показателями она характеризуется и понимается?

Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи.

Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости т_n называют отношение объема всех пор V_пор образца к видимому его объему V_o_6р:

m_n = V_пор/V_o₆_p

Коэффициентом открытой пористости т₀ принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к

видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема ороды. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5 — 6% превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков и туфов.

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только их расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения связи физических характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет 25,9%, а при наименее плотной — 47,6%. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 — 25%.

Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы, сверхкапиллярные— диаметром 2 — 0,5 мм; капиллярные — 0,5 — 0,0002 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

В крупных (сверхкапиллярных) порах движению жидкости и газа препятствуют только силы трения, в капиллярных порах значительно проявляются также капиллярные силы, а в субкапиллярных порах из-за действия капиллярных сил движение жидкости в природных условиях практически невозможно. Поэтому горные породы, хотя и обладающие значительной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глины, глинистые сланцы и другие) относят, как правило, к неколлекторам.

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее неравномерная пористость у карбонатных пород, которые наряду с крупными трещинами и кавернами имеют плотные блоки, практически лишенные пор.

Коэффициент пористости определяют по кернам, извлеченным из скважины при ее бурении, и в лабораторных условиях различными методами. Пористость в лабораторных условиях определяют по объему образца и объему пор в нем. Коэффициент полной пористости вычисляют, используя кажущуюся плотность породы и плотность слагающих ее минералов, по следующей формуле:

7. Назовите основные геологические данные, необходимые для составления проекта 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.

Составление технологической схемы или проекта разработки базируется на следующих геолого-промысловых материалах, полученных в результате геолого-разведочных работ и опытной 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.

Изопахита или изопаха (греч. ísos — равный, pachýs — толстый) — линия на карте, проведенная через точки, соответствующие одинаковой мощности пласта горной породы.

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-геофизических и гидродинамических исследований. Обработку первичных материалов исследований коллекторских свойств пласта необходимо проводить с привлечением математической статистики. Следует заметить, что коллекторские свойства в законтурной, водоносной части пласта должны изучаться с неменьшей тщательностью, так как состояние пласта в законтурной части нередко предопределяет подход к вариантному решению по выбору системы разработки. Нельзя распространять результаты изучения коллекторских свойств центральной, нефтенасыщенной части пласта на законтурные его части. Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что для большинства месторождений коллекторские свойства пласта в законтурной части отличаются чаще в сторону ухудшения.

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.

Несвоевременное изучение этих вопросов может привести к тому, что полученная в результате гидродинамических расчетов величина отбора нефти не будет достигнута при фактической эксплуатации скважин, и потребуются дополнительные исследования с последующим пересчетом технологических показателей разработки.

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.

8. Каким законом пользуются при определении проницаемости горных пород?

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорционально вязкости:

где - скорость линейной фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, который называется коэффициентом проницаемости; - динамическая вязкость жидкости; - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости.

где Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь поперечного сечения образца.

По формуле определяют коэффициент проницаемости пород в лабораторных условиях.

Размерностью коэффициента проницаемости в Международной системе (СИ) является м². Эта размерность получается, если в формулу (1.5) подставить размерности [L] = м; [F]=м²; [Q]=m³/c; [Р]=Па; [μ]=Па с:

Таким образом в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости (1 м²) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м³/с. Для удобства на практике проницаемость измеряют в микрометрах квадратных - 1 мкм²= 10^-12м².

Закон Дарси используется для определения как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

9. Назовите основные периоды разработки нефтяного и газового месторождения.

В теории и практике разработки нефтяных и газовых месторождений в зависимости от уровня годовых отборов принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоянной добычи и падающей добычи газа.

Для того, чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще во время их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов внутрипромыслового сбора, компрессорных станций, трубопроводов добыча нефти и газа из месторождения возрастает. Поэтому период, совпадающий с разбуриванием и обустройством месторождения, называют периодом нарастающей добычи.

После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает период постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается 60% запасов.

По мере истощения запасов и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча из месторождения уменьшается. Этот период разработки месторождения называют периодом падающей добычи. Он продолжается до снижения отборов ниже рентабельного уровня.

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений. В процессе разработки средних по запасам месторождений период постоянной добычи часто отсутствует. А при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи.

В зависимости от подготовленности месторождения к разработке и степени выработанности запасов различают период опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.

При опытно-промышленной эксплуатации наряду с поставкой газа потребителю проводят доразведку месторождения с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов как правило не превышает 3 -4 лет.

В период промышленной эксплуатации месторождений основная задача — выполнение плановых поставок газа потребителю.

В период доразработки месторождения добываемый газ используют обычно для местных нужд, дальний транспорт его становится экономически нецелесообразным.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений выделяют также периоды разработки без поддержания пластового давления и с его поддержанием.

10. Нарисуйте и объясните зависимость фазовых проницаемостей горных пород от их насыщенности.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы, фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Графики зависимости относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности

На рис. приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (k_в) и нефти (k_н) от водонасыщенности пористого пространства. Как видно из рисунка, при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и получаем еще безводную нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов. При достижении водонасыщенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя еще в пласте имеется нефть. Поэтому нельзя допускать преждевременного обводнения скважин, необходимо предупреждать попадание воды в призабойную зону при вскрытии пласта, при проведении ремонтных работ.

Таким образом, в n-фазной системе имеется (n-1) независимая насыщенность. В частности, при исследовании фильтрации смеси двух фаз используется лишь одна из насыщенностей, которая обозначается в дальнейшем s (обычно это насыщенность вытесняющей фазы).

Углеводородные системы могут быть гомо- и гетерогенными. В гомогенной системе все её части имеют одинаковые физические и химические свойства. Составляющие гомогенной системы (называемые компонентами) “размазаны” по пространству и взаимодействуют на молекулярном уровне. Для гетерогенной системы физические и химические свойства в разных точках различны. Гетерогенные системы состоят из фаз. Фаза - это часть системы, которая является гомогенной и отделена от других фаз отчетливыми границами. Смесь воды, нефти и газа в пласте – типичный пример гетерогенной среды.

Главными характеристиками движения многофазной среды являются насыщенность и скорость фильтрации каждой фазы.

При совместном течении двух фаз в пористой среде, по крайней мере, одна из них образует систему, граничащую со скелетом породы и частично с другой жидкостью. Из-за избирательного смачивания твердой породы одной из жидкостей площадь контакта каждой из фаз со скелетом пористой среды значительно превышает площадь контакта фаз между собой. Это позволяет предположить, что каждая фаза движется по занятым ею поровым каналам под действием своего давления независимо от других фаз, т. е. так, как если бы она была ограничена только твердыми стенками. При этом, естественно, сопротивление, испытываемое каждой фазой при совместном течении, отлично от того, которое было бы при фильтрации только одной из них. Опыты показывают, что расход каждой фазы растет с увеличением насыщенности и градиента давления.

Понятие относительной фазовой проницаемости, играет важную роль при изучении совместного течения нескольких жидкостей в пористой среде.

Характерная несимметричная форма кривых относительной проницаемости объясняется тем, что при одной и той же насыщенности более смачивающая фаза занимает преимущественно мелкие поры и относительная проницаемость у неё меньше. При малых насыщенностях часть каждой из фаз находится в несвязном состоянии в виде изолированных мелких капель или целиков и не участвует в движении. Поэтому, начиная с некоторой насыщенности, каждая фаза полностью переходит в несвязное состояние и её относительная проницаемость становится равной нулю.

На основании экспериментов можно считать, что относительная фазовая проницаемость в многофазном потоке почти не зависит от вязкости жидкости, ее плотности, внутрижидкостного натяжения, градиента давления.

11. В чем состоят особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений?

Для газовых и газоконденсатных месторождений главными источниками пластовой энергии, за счет которой происходит движение газа по пласту, являются напор краевых или подошвенных вод и собственная энергия сжатого газа. Другие виды пластовой энергии играют подчиненное значение. Поэтому для газовых и газоконденсатных месторождений характерны водонапорный и газовый режимы работы.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет его расширения при снижении давления в залежи. Этот режим проявляется, если в процессе разработки пластовые воды не поступают в залежь из-за отсутствия гидродинамической связи с областью питания. Газовый режим характеризуется постоянством объема порового пространства пласта, поэтому снижение давления в залежи прямо пропорционально отборам газа.

При водонапорном режиме газ из залежи вытесняется под действием напора краевых или подошвенных вод. Активное продвижение воды в залежь из законтурной области начинается после некоторого снижения давления в результате отбора части газа за счет его собственной энергии. Количество газа, которое необходимо отобрать для активного проявления водонапорного режима, зависит от коллекторских свойств пласта и качества его гидродинамической связи с областью питания. Известны случаи, когда водонапорный режим стал заметен лишь после отбора 30% запасов газа. Поэтому иногда может сложиться впечатление, что залежь вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.

12. Назовите основные теплофизические характеристики горных пород и насыщающих жидкостей.

Тепловые свойства горных пород и насыщающих их жидкости необходимо знать при проектировании различных методов теплового воздействия на призабойную зону скважин и пласт в целом. Тепловы свойства горных пород и жидкостей зависят от многих факторов температуры, давления, пористости, водонасыщенности: минералогического состава породы и насыщающих жидкостей.

Пластовая температуры вычисляется по формуле:

(1.12)

где - коэффициент теплопроводности при температуре ; К - поправочный коэффициент,

К = (1-5) 10^-3; Т_о- температура, при которой проведены лабораторные эксперименты; Т - пластовая температура.

Исследованиями установлено, что слоистые породы имеют разные коэффициенты теплопроводности по напластованию и перпендикулярно к нему. Коэффициент вдоль напластования на 30-35 % выше, чем перпендикулярно к нему.

Удельная теплоемкость горных пород возрастает с уменьшением их плотности, она зависит от минералогического состава и не зависит от строения, структуры и дисперсного состояния минералов. Установлено, что с увеличением влажности и температуры теплоемкость пород возрастает.

Теплопроводность и температуропроводность горных пород по сравнению с металлами очень низка. Поэтому для прогрева на 60-70 К пород призабойных зон скважин даже на небольшую глубину (2-3 м) необходимо выдерживать нагревательные приборы в течение нескольких суток. Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счет конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергается ультразвуковой обработке, в результате чего ускоряется процесс передачи тепла за счет конвекции, возникающей вследствие упругих колебаний среды. Температуропроводность горных пород повышается с уменьшением пористости и с увеличением влажности. В нефтенасыщенных породах она более низка, чем в водонасыщенных, так как теплопроводность нефти меньше, чем воды. Теплопроводность пород практически не зависит от минерализации пластовых вод.

Кроме характеристик породы температурные условия в стволе и пласте предопределяются также теплофизическими свойствами нефти, воды и газа.

Для проведения методов повышения нефтеотдачи (закачки влажного пара и внутрипластового горения) следует знать влияние температуры насыщения на теплофизические характеристики воды и водяного пара.

13. Как проводится процесс регулирования, контроля и анализа процесса разработки месторождения?

Под регулированием разработкинефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование разработки осуществляется в течение продолжительности эксплуатации месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки.

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования— обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов их работы, воздействие па призабойную зону пласта. Эффективны также ограничение дебитов высокообводненных скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводненным скважинам внутренних рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Необходимость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей в нефтепродуктах, изменением представления о геологическом строении и запасах месторождения, несовершенством проектных решений в силу ограниченности и неточности исходной информации.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.

Задача регулирования на четвертой завершающей стадии — дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.

Не менее важна для регулирования процесса разработки карта изобар, которую строят на основании результатов измерения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах после их остановки. А так как истинное (измеренное) давление еще не определяет направление фильтрации жидкости в пласте, то истинные давления пересчитывают в приведенные, после чего соединением одинаковых значений давления между скважинами плавной кривой получают карту изобар. По карте изобар устанавливают основные направления потоков жидкости в пласте.

По картам разработки, изобарам, а также графикам, характеризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени оценивают состояние разработки залежи нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки для достижения более высокой нефтеотдачи.

Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Под контролем процессаразработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.

Контроль должен проходить с определенной периодичностью. При обычной стационарной работе скважин:

определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по каждой добывающей скважине один раз в три месяца в течение двух-четырех недель; определение коэффициента приемистости по методу установившихся закачек по каждой нагнетательной скважине один раз в три месяца в течение одной-двух недель;

определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (при возможности и необходимости определение солености воды, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по каждой добывающей скважине один раз в месяц в течение суток;

определение объема закачки вытесняющего агента и закачки индикаторов по каждой нагнетательной скважине один раз в месяц или по специально обоснованной программе;

определение забойного и устьевого давления по каждой добывающей скважине один раз в неделю.

При проведении специальных исследований на скважинах:

определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по добывающей скважине один-два раза в месяц в течение двух-четырех недель;

определение коэффициента приемистости по методу установившихся закачек по нагнетательной скважине один-два раза в месяц в течение одной-двух недель;

определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (солености, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по добывающей скважине один раз в неделю или чаще;

определение закачки вытесняющего агента и индикаторов по нагнетательной скважине один раз в неделю или по специальной программе;

исследование глубинными приборами — расходомером, термометром и влагомером добывающей скважины, расходомером и термометром нагнетательной скважины один раз в месяц;

определение забойного и устьевого давления у добывающей и нагнетательной скважины один раз в неделю.

Дата добавления: 2016-06-13; просмотров: 2707;