Книга «Основы разработки нефтяных и газовых месторождений», выдержавшая двадцать переизданий, создана на основе курсов лекций, прочитанных автором в учебном центре компании Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V. (SIPM).
В издании освещен широкий круг вопросов, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений. Характерной особенностью книги является ее практическая направленность. Физические основы разработки месторождений представлены с помощью простых и удобных для практического применения математических методов. Помимо теоретических материалов, почти в каждой главе приведены задания для развития практических навыков специалистов нефтегазовой отрасли. Для специалистов ценным дополнением будет приведенная в книге методика пересчета численных коэффициентов в формулах при переходе от одной системы единиц измерения к другим системам.
Рекомендуется для широкого круга специалистов нефтегазовой отрасли, преподавателям и студентам ВУЗов.

РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ГАЗОВОГО РЕЖИМА.
Разработка газовых месторождений в условиях газового режима рассматривается в начале книги из-за относительной простоты предмета. Ниже будет показано, как определяется коэффициент извлечения газа и рассчитывается продолжительность периода разработки.

Простота предмета объясняется тем, что газ - одна из немногих субстанций, состояние которых, определяемое давлением, объемом и температурой (PVT), может быть описано простой зависимостью, включающей в себя эти три параметра. Еще одной такой субстанцией является насыщенный пар. А, например, для нефти, содержащей растворенный газ, такой зависимости не существует. Как показано в главе 2, параметры PVT, определяющие состояние таких смесей, нужно получать эмпирическим путем.

СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие
Выражение признательности В память о Лоренсе П. Дейке Номенклатура
1. Некоторые основные концепции, лежащие в основе разработки нефтяных и газовых месторождений
1.1. Введение
1.2. Подсчет начальных запасов углеводородов
1.3. Изменение давления в залежи по глубине
1.4. Нефтеотдача: коэффициент извлечения нефти
1.5. Разработка газовых месторождений в условиях газового режима
1.6. Применение уравнения состояния реального газа
1.7. Материальный баланс для газовой залежи: коэффициент извлечения газа
1.8. Фазовые состояния углеводородов Список литературы
2. Анализ PVT-свойств пластовых флюидов
2.1. Введение
2.2. Определение основных параметров
2.3. Отбор проб пластовых флюидов
2.4. Получение основных данных PVT в лаборатории и преобразование их для использования на месторождениях
2.5. Другой метод выражения результатов лабораторных исследований PVT
2.6. Полный комплекс исследований PVT Список литературы
3. Применение метода материального баланса при разработке нефтяных месторождений
3.1. Введение
3.2. Уравнение материального баланса для залежей нефти и газа в общем виде
3.3. Линейное уравнение материального баланса
3.4. Режимы работы залежи
3.5. Упругий режим, переходящий в режим растворенного газа
3.6. Газонапорный режим
3.7. Естественный водонапорный режим
3.8. Упруго-пластичный режим Список литературы
4. Закон Дарси и его применение
4.1. Введение
4.2. Закон Дарси. Потенциальная энергия флюидов
4.3. Присвоение знаков
4.4. Единицы измерения. Переход от одной системы единиц к другой
4.5. Потенциальная энергия реального газа
4.6. Приведенное давление
4.7. Установившаяся радиальная фильтрация. Интенсификация притока нефти в скважину
4.8. Двухфазный поток. Фазовая и относительная проницаемости
4.9. Методы повышения нефтеотдачи Список литературы
5. Основное дифференциальное уравнение радиальной фильтрации
5.1. Введение
5.2. Вывод основного дифференциального уравнения радиальной фильтрации
5.3. Начальные и граничные условия
5.4. Линеаризация основного дифференциального уравнения радиальной фильтрации флюидов с малой и постоянной сжимаемостью
Список литературы
6. Уравнения квазиустановившегося и установившегося притоков в скважину
6.1. Введение
6.2. Решение для квазиустановившегося потока
6.3. Решение для установившегося потока
6.4. Пример использования уравнений квазиустановившегося и установившегося притоков
6.5. Обобщенная форма уравнения квазиустановившегося притока
Список литературы
7. Решение уравнения пьезопроводности при постоянном дебите и использование его для исследования нефтяных скважин
7.1. Введение
7.2. Решение при постоянном дебите
7.3. Решение при постоянном дебите для условий неуста-новившейся и квазиустановившейся фильтрации
7.4. Безразмерные параметры 209
7.5. Принцип суперпозиции. Общая теория исследования скважин
7.6. Анализ результатов исследования скважин методом восстановления давления, предложенный Мэтьюзом, Бронсом и Хейзбреком
7.7. Практический анализ результатов исследования скважин методом восстановления давления_
7.8. Исследование методом многократного изменения режима работы скважины
7.9. Влияние несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия
7.10. Некоторые практические аспекты исследования скважин
7.11. Учет притока в скважину после ее остановки Список литературы
8. Поток реального газа. Исследование газовых скважин
8.1. Введение
8.2. Линеаризация и решение основного дифференциального уравнения радиальной фильтрации реального газа
8.3. Метод Рассела, Гудрича и др.
8.4. Метод Аль-Хусейни, Рейми и Кроуфорда
8.5. Сравнение метода, использующего квадрат давления, и метода, использующего псевдодавление
8.6. Отклонение потока от закона Дарси
8.7. Определение коэффициента f, учитывающего отклонение от закона Дарси
8.8. Решение при постоянном дебите для случая фильтрации реального газа
8.9. Общая теория исследования газовых скважин
8.10. Исследование газовых скважин методом многократного изменения режима
8.11. Исследование газовых скважин методом восстановления давления
8.12. Анализ результатов исследования методом восстановления давления на нефтяных залежах, работающих на режиме растворенного газа
8.13. Краткий обзор методов анализа результатов
исследования скважин
Список литературы
9. Приток воды в залежь
9.1. Введение
9.2. Теория неустановившегося притока воды Херста и ван Эвердингена
9.3. Применение теории притока воды из водоносной области Херста и ван Эвердингена для воспроизведения истории разработки
9.4. Приближенная теория Фетковича притока воды в залежь для случая ограниченной водоносной области
9.5. Прогнозирование объема притока_
9.6. Применение методов расчета притока воды к _циклическим паротепловым обработкам
Список литературы
10. Несмешивающееся вытеснение
10.1. Введение
10.2. Физические допущения и их следствия
10.3. Уравнение для расчета доли флюида в потоке
10.4. Теория одномерного вытеснения Бакли-Леверетта
10.5. Расчет добычи нефти
10.6. Вытеснение в условиях гравитационной сегрегации
10.7. Учет влияния переходной зоны конечной высоты в расчетах вытеснения
10.8. Вытеснение из слоисто-неоднородных пластов
10.9. Вытеснение при полном отсутствии вертикального равновесия
10.10. Численное моделирование несмешивающегося вытеснения при фильтрации несжимаемых жидкостей
Список литературы
УПРАЖНЕНИЯ
1.1. Градиент гидростатического давления газа в залежи
1.2. Материальный баланс газовой залежи
2.1. Отобранный объем, приведенный к пластовым условиям
2.2. Преобразование данных дифференциального разгазиро-вания в промысловые PVT-параметры Bo, Rs и Bg
3.1. Упругий режим (недонасыщенная нефть)
3.2. Режим растворенного газа (давление ниже давления насыщения)
3.3. Закачка воды начинается после уменьшения пластового давления ниже давления насыщения
3.4. Газонапорный режим
4.1. Переход от одной системы единиц к другой
6.1. Учет изменения проницаемости призабойной зоны
7.1. Логарифмическая аппроксимация функции Ei(x)
7.2. Исследование скважины методом однократного изменения режима
7.3. Безразмерные параметры
7.4. Переход от неустановившейся фильтрации к квази-установившейся фильтрации
7.5. Получение зависимостей для безразмерного давления
7.6. Анализ результатов исследования методом восстановления давления. Бесконечный пласт
7.7. Анализ результатов исследования методом восстановления давления. Ограниченный дренируемый объем
7.8. Анализ результатов исследования методом многократного изменения режима работы скважины
7.9.Методы анализа дополнительного притока в скважину после ее остановки
8.1. Анализ результатов исследования газовой скважины методом многократного изменения режима с допущением о существовании условий квазиустановившейся фильтрации
8.2. Анализ результатов исследования газовой скважины методом многократного изменения режима с допущением о существовании условий неустановившейся фильтрации
8.3. Анализ результатов исследования методом восстановления давления
9.1. Применение решения при постоянном давлении
9.2. Подгонка модели законтурной водоносной области с использованием теории неустановившегося притока Херста и ван Эвердингена
9.3. Расчет притока воды в залежь по методу Фетковича
10.1. Расчет доли воды в притоке
10.2. Прогнозирование добычи при заводнении
10.3. Вытеснение в условиях гравитационной сегрегации
10.4. Построение кривых усредненных относительных фазовых проницаемостей для слоисто-неоднородного пласта (условия гравитационной сегрегации)
Предметный указатель.

Введение …...................................................................................................................................3

1. Основы разаработки нефтяных и газовых местрождении …................................................5

1.1. Паспеределение углеводородоы по высоте залежеи ….........................................5

1.2. Понятие о контурах нефтеносности и водонефтянои зоны залежеи.....................7

1.3. Режимы разработки нефтяных месторождении …..................................................8

1.4. Технологии воздеиствия на залежь нефти …..........................................................11

1.5. Вытеснения нефти из пластов-коллекторов различными агентами.....................14

2. Дебитометрия и расходометрия ….........................................................................................17

2.1. Барометрия …............................................................................................................19

2.2. Термометрия …..........................................................................................................20

3. Определение эксплуатационных характеристик продуктивных пластов ….......................22

3.1. Определение дебита и приемистости скважин …...................................................22

3.2. Определение работающих мощностеи пласта …...................................................23

3.3. Определение коэффициента продуктивности и пластового давления................24

4. Изучения технического состояния скважин ….......................................................................26

Список литературы ….................................................................................................................27

Введение

Успешная разработка нефтяных и газовых месторождений определяется тем, насколько будет выбрана система разработки. В процессе разработки возникает необходимость контролировать и уточнять состояние залежей с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при их разбуривании и эксплуатации. Высокая эффективность систем заводнения обусловлена тем, что при помощи закачки воды повышают пластовое давление, в результате чего нефть эффективнее выжимается из порового пространства к эксплуатационным скважинам. Главное преимущество таких систем заключается в том, что при заводнении повышается интенсивность отбора нефти из пласта. С другой стороны такие методы поддерживания пластового давления представляют опасность заводнения продуктивных пластов. Может возникнуть такая ситуация, когда закачиваемая вода «опередит» нефть, продвигаясь по наиболее проницаемым участкам. В этом случае часть нефти в пласте изолируется в так называемых «целиках», что в свою очередь затруднит ее извлечение. Очень важно иметь возможность регулирования процессов заводнения. Способы регулирования, основанные на изменении дебетов закачки воды и отбора нефти, требуют информации о текущих изменениях в пласте. Контроль за заводнением - одна из важнейших и самых сложных проблем разработки нефтяных месторождений. В настоящее время более 70% нефти добывается из месторождений, которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления путем заводнения. Одним из главных вопросов рациональной разработки нефтяных месторождений с естественным упруговодонапорным режимом, а также с применением законтурного и внутриконтурного заводнений является контроль и регулирование продвижения контуров нефтеносности.

Целью геофизического контроля является получение информации о состоянии и изменениях, происходящих в продуктивных пластах в процессе их эксплуатации. При этом под геофизическими методами понимают все методы, проводимые когда-либо на территории месторождения. В настоящее время контроль за разработкой развился в отдельное направление со своей методикой, методами и аппаратурой. Использование этих методов позволяет решать следующие задачи:

1. Определять положение и наблюдать за продвижением ВНК и ГНК в процессе вытеснения нефти из пласта;

2. Контролировать перемещение фронта нагнетательных вод по пласту;

3. Оценивать коэффициенты текущей и конечной нефтенасыщенности и нефтеотдачи пластов;

4. Изучать отдачу и приемистость (способность пласта принимать закачиваемую воду) скважин;

5. Устанавливать состояние флюидов в стволе скважины;

6. Выявлять места поступления в скважину вод и перетоков нефти и воды в затрубном пространстве;

7. Оценивать техническое состояние эксплуатационных и нагнетательных скважин;

8. Изучать режим работы технологического оборудования эксплуатационных скважин;

9. Уточнять геологическое строение и запасы нефти.

До конца 40-х годов XX века ВНК изучался преимущественно по данным электрокаротажа. Это, естественно, накладывало свои ограничения: исследования проводились только в необсаженных скважинах, следовательно, геологи получали информацию о первоначальном положении ВНК, начальном контуре нефтеносности, нефтенасыщенности, интервалах перфорации. Перемещение внутреннего контура нефтеносности можно было проследить только по появлению воды в эксплуатационных скважинах.

В 50-х годах XX века с внедрением радиоактивного каротажа появилась реальная возможность создавать способы разделения нефтеносных и водоносных коллекторов в обсаженных скважинах. Однако результаты этих методов достоверны только в том случае, если установлено, что вода не поступает в скважину из других пластов вследствие нарушения колонны или тампонажа скважин. При контроле за разработкой основным является различие по нейтронным свойствам минерализованной пластовой воды. Наиболее благоприятные условия существуют на местах с минерализацией пластовой воды более 100 г/л (пласты девона и карбона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции ~300 г/л). Хуже обстоит дело при минерализации 20-30 г/л (Зап. Сибирь). В этом случае прибегают к помощи импульсных нейтронных методов (ИННК), которые существенно повышают чувствительность к нейтронным свойствам пласта. Наряду со стационарными и импульсными методами при контроле за разработкой широкое распространение получили методы радио-, термометрии, акустического каротажа, дебитометрии, а также специальные методики интерпретации.

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:

v напор контурной воды под действием ее массы - водонапорный режим;

v напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды - упруговодонапорный;

v давление газа газовой шапки - газонапорный (режим газовой шапки);

v упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа - растворенного газа;

v сила тяжести нефти - гравитационный.

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).

Рисунок 8 - Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме

а - изменение объема залежи в процессе; б - динамика основных показателей разработки

положение ВНК: ВНК нач - начальное, ВНК к - конечное; давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: q к - нефти, q ж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; k извл.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:

Ø большой удаленности от нее;

Ø пониженной проницаемости;

Ø значительной неоднородности пласта;

Ø повышенной вязкости нефти;

Ø больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.

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.

Рисунок 9 - Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме

давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые отборы: q к - нефти, q ж - жидкость; В - обводненность продукции; G - промысловый газовый фактор; k извл.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:

ü наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;

ü значительная высота нефтяной части залежи;

ü высокая проницаемость пласта по вертикали;

ü малая вязкость пластовой нефти (не более 2 – 3 МПа×с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным (рисунок 10 а).

Астраханский государственный технический университет

Кафедра геологии нефти и газа

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине:

Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Введение

Лекционный курс «Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» состоит из трех взаимосвязанных частей:

1.Основы нефтегазопромысловой геологии

2.Подсчет запасов и оценка ресурсов углеводородного сырья

.Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений.

Главная цель изучения данной дисциплины - это геологическое обеспечение эффективной разработки нефти и газа.

В первой части показано, что нефтегазопромысловая геология - это наука, которая занимается изучением залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников углеводородного сырья.

Нефтегазопромысловая геология как наука зародилась в начале прошлого столетия (1900 год) и прошла длительный путь развития. Этот путь подразделяется на несколько этапов, отличающихся кругом решаемых вопросов, методами и средствами их решения. Современный этап, начавшийся в конце 40-х годов ХХ века, характеризуется широким применением методов воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей нефти. Результаты исследований нефтегазопромысловой геологии служат геологической основой для проектирования и регулирования залежей углеводородов. Нефтегазопромысловая геология рассматривает залежь нефти и газа до начала разработки как статическую геологическую систему, состоящую из взаимосвязанных элементов:

природного резервуара, определенной формы со специфическим пустотным объемом;

пластовых флюидов;

термобарических условий.

Разрабатываемая залежь углеводородов рассматривается как комплексная динамическая система, меняющая свое состояние во времени.

Во второй части пособия приведены определения групп и категорий запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата. Подробно рассмотрены методы подсчёта запасов и оценки ресурсов нефти, газа конденсата и попутных компонентов. Для подсчета запасов нефти и газа необходимо всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа и знания особенностей условий их залегания.

В третьей части даются основные понятия геолого-промыслового обеспечения разработки залежей нефти и газа. Рассматриваются системы разработки многопластовых месторождений нефти и газа и отдельного эксплуатационного объекта, так же приведены системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, детально рассматриваются методы геолого-промыслового контроля за процессом разработки залежей углеводородов и методы повышения нефтеотдачи пласта.

Курс заканчивается темой: «Охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и разработки месторождений углеводородов». Таким образом, основные задачи данной дисциплины следующие:

детальное изучение залежей углеводородов

геологическое обоснование выбора систем разработки

контроль разработки залежи нефти и газа с целью обоснования и выбора мер по управлению процессов разработки

обобщение опыта разработки нефтяных и газовых месторождений

планирование добычи нефти, газа, конденсата;

подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов;

охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и эксплуатации залежей углеводородов.

Каждое месторождение нефти, газа и конденсата вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с общегосударственных позиций наиболее рациональна для данного месторождения.

Разработка нефтяной (газовой) залежи - это комплекс работ, осуществляемых для управления процессом движения пластовых флюидов по пласту к забоям эксплуатационных скважин. Разработка нефтяной (газовой) залежи включает следующие элементы:

Øколичество скважин на залежи;

Øразмещение скважин на залежи;

Øпорядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию;

Øрежим работы скважин;

Øбаланс пластовой энергии;

Система разработки залежи нефти (газа) - это разбуривание залежи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учётом мероприятий по воздействию на пласт. Систему разработки называют рациональной, когда она при наиболее полном использовании пластовой энергии и применении мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает максимальное извлечение нефти и газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах с учётом конкретных геолого-экономических условий региона.

Развитие нефтяной и газовой промышленности в России имеет более чем столетнюю историю. Вплоть до середины 40-х годов Х1Х столетия разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, а также с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке.

Со средины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается с освоением месторождений платформенного типа с большими размерами площадей нефтеносности, значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малоэффективным природным режимом - упруговодонапорным, быстро переходящим в режим растворённого газа. Российские учёные и производственники в короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путём нагнетания в них воды.

Следующим шагом научно-технического прогресса явился поиск процессов обеспечивающих дальнейшее повышение эффективности разработки нефтяных залежей. В последние годы научно-инженерная мысль работает над созданием способов повышения эффективности заводнения. Одновременно изыскиваются и проходят опробование, промышленное испытание и внедрение новые методы воздействия на нефтяные пласты, которые основываются на принципиально новых физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов.

Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия на пласт.

В последний период в балансе месторождений углеводородов большую роль играют газоконденсатные месторождения.

И здесь одной из наиболее актуальных задач являются поиски экономически целесообразных методов разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте.

Раздел 1: «Методы изучения геологического строения недр и залежей углеводородов на промысловых площадях»

Глава 1. Геологические наблюдения и исследования при бурении скважин

Залежи УВ всегда изолированы от дневной поверхности и расположены на различной глубине - от нескольких сотен метров до нескольких километров - 5,0-7,0 км.

Основная цель геологических наблюдений за процессом бурения скважин состоит в изучении геологического строения месторождений и отдельных продуктивных горизонтов и насыщающих эти горизонты флюидов. Чем полнее и качественнее будет эта информация, тем качественней будет проект разработки месторождения.

За процессом бурения скважин должен осуществляться тщательный геологический контроль. По окончанию бурения скважины геолог должен получить о ней следующую информацию:

геологический разрез скважины, литологию пройденных работ;

положение в разрезе скважин пород-коллекторов;

характер насыщения пород-коллекторов, чем они насыщены, каким пластовым флюидом

техническое состояние скважин (конструкция скважин, распределение по стволу давления, температуры)

Особенно тщательный геологический контроль должен осуществляться при бурении разведочных скважин, на информации которых будет основано бурение эксплуатационных скважин на нефть и газ.

Методы изучения разрезов бурящихся скважин подразделяются на 2 группы:

1.прямые методы

2.косвенные методы

Прямые методы позволяют нам прямо непосредственно получать информацию о пройденном разрезе литологии пород, вещественном составе, положении коллекторов и их насыщении.

Косвенные методы дают информацию о разрезе скважин по косвенным признакам, а именно по взаимосвязи их физических свойств с такими же их характеристиками как сопротивление прохождение электрического тока, магнитные, упругие.

Прямые методы основаны на изучении:

образцов горных пород, отобранных из скважины в процессе бурения (керн, шлам, боковой грунтонос)

отбор проб флюидов при попутном и стационарном опробовании.

отбор проб пластового флюида при испытании в эксплуатационной колонне

газовый каротаж

наблюдение за осложнениями в процессе бурения (обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, проявления пластового флюида)

Косвенные методы позволяют судить о вещественном составе разреза скважин, коллекторских свойствах, характера насыщения пород-коллекторов пластовым флюидом по косвенным признакам: естественная или искусственная радиоактивность, способность породы проводить электрический ток, акустические свойства, магнитные, тепловые.

Изучение керна

Керновый материал является основной информацией о скважине.

Выбор интервала бурения с отбором керна зависит от поставленных геологических задач.

На новых еще слабо изученных месторождениях при бурении первых скважин рекомендуется производить сплошной отбор керна в совокупности с комплексов геофизических исследований. На месторождения, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале керн нужно отбирать лишь в контактах свит, а в неизученном интервале - производить сплошной отбор керна (см рис. 1)

В эксплуатационных скважинах керн не отбирается и все наблюдения основаны на информации каротажа и наблюдений за процессом бурения. В этом случае керн отбирается в продуктивном горизонте для его детального изучения.

При изучении керна необходимо получить следующую информацию о скважине:

наличие признаков нефти и газа

вещественный состав породы и их стратиграфическая принадлежность

коллекторские свойства пород

структурные особенности пород и возможные условия их залегания

Образцы пород, которые отправляют в лабораторию для исследования содержания УВ, парафинируют (завертывают в марли и несколько раз погружают в расплавленный парафин, давая каждый раз затвердеть парафину, пропитавшему марлю). Затем запарафинированные образцы помещают в металлические банки с плоскими крышками. Образцы перекладывают ватой или мягкой бумагой и отправляют в лабораторию на исследование. Оставшуюся часть керна сдают в кернохранилище.

Признаки нефти и газа в кернах должны быть предварительно изучены на буровой на свежих образцах и изломах и затем более детально - в лаборатории промыслового управления.

Рис.1 - а - бурение без отбора керна; б - бурение с отбором керна

Интервалы проходки скважины с отбором керна определяются целью бурения и степенью изучения разреза. Все глубокие скважины подразделяются на 5 категорий: - опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Опорные скважины бурятся для изучения общего геологического строения в новых неизученных глубоким бурением территориях. Отбор керна производится равномерно по всему стволу скважины. При этом проходка с отбором керна составляет от 50 до 100% общей глубины скважин.

Параметрические скважины бурятся для изучения геологического строения и перспектив нефтегазоносности новых территорий, а также для увязки геологических и геофизических материалов. Проходка с отбором керна составляет не менее 20% от общей глубины скважины.

Поисковые скважины бурятся с целью поисков залежей нефти и газа. Отбор керна здесь производится в интервалах залегания продуктивных горизонтов и контактов различных стратиграфических подразделений. С отбором керна проходится не более 10-12% глубины скважин.

Разведочные скважины бурятся в пределах площадей с установленной нефтегазоносностью с целью подготовки залежи к разработке. Керн отбирают только в интервалах продуктивных горизонтов в пределах 6-8% от глубины скважины.

Эксплуатационные скважины бурятся с целью разработки нефтяных и газовых залежей. Керн, как правило, не отбирается. Однако, в отдельных случаях для изучения продуктивного пласта практикуется отбор керна в 10% скважин равномерно расположенных по площади.

Интервалы с отбором керна проходят специальными долотами - колонковыми, которые в центре долота оставляют не разбуренную породу, называемую керн и поднимают ее на поверхность. Разбуренная часть породы называется шлам, который выносится на поверхность струей бурового раствора в процессе бурения.

Отбор образцов пород с помощью боковых грунтоносов

Этот метод применяется тогда, когда в запланированном интервале не удалось отобрать керн. Кроме того еще тогда, когда по результатом геофизических исследований после окончания бурения скважинами выявлены горизонты представляющие интерес с точки зрения нефтегазоносности, однако керном этот интервал не освещен. С помощью бокового грунтоноса со стенки скважины отбирается образец горной породы. В настоящее время применяется 2 разновидности проборов:

1.стреляющие боковые грунтоносы

2.сверлящие боковые грунтоносы

Принцип действия стреляющего грунтоноса: на трубах спускается против интересующего нас интервала гирлянда патронов. При взрыве гильзы врезаются в стенки скважины. При подъеме инструмента гильзы на стальных поводках с захваченной горной породой из стенки скважины поднимаются наверх.

Недостатки этого метода:

получаем дробленую породу

образец малого объема

в твердую породу боек не внедряется

рыхлая порода высыпается

Сверлящие боковые грунтоносы - имитация горизонтального бурения, получаем образцы малого объема.

Отбор шлама

В процессе бурения долота разрушают горную породу и струей промывочной жидкости обломки горной породы выносятся на поверхность. Эти обломки, частицы горной породы называются шлам. На поверхности их отбирают, отмывают от бурового раствора и тщательно изучают т.е. определяют вещественный состав этих обломков. Результаты исследований наносят на график в соответствии с глубиной отбора шлама. Такая диаграмма называется шламмограммой (см.рис. 2) В процессе бурения шлам отбирается во всех категориях скважин.

Рис. 2 Шламограмма

Геофизические методы исследования скважин изучаются самостоятельно при изучении курса ГИС.

Геохимические методы исследования

Газовый каротаж

В процессе бурения скважин буровой раствор омывает продуктивный пласт. Частицы нефти и газа попадают в раствор и выносятся вместе с ним на поверхность, где специальным пробоотборником производится дегазация бурового раствора, изучается содержание легких УВ и общее содержание углеводородных газов. Результаты исследования наносят на специальную диаграмму газового каротажа (см. рис. 3).

Рис.3 Диаграмма газового каротажа

Если в процессе бурения установлено наличие продуктивного пласта, то проба газа с помощью хроматографа исследуется на содержание отдельных компонентов непосредственно на буровой скважине.

Механический каротаж

Изучается скорость проходки, фиксируется время затраченное на бурение 1м и результаты наносятся на специальный бланк (см рис 4).

Рис. 4. бланк механического каротажа

Кавернометрия

Кавернометрия - непрерывное определение диаметра скважины с помощью каверномера.

В процессе бурения диаметр скважины отличается от диаметра долота и меняется в зависимости от литологического типа пород. Например, в интервале залегания проницаемых песчаных пород происходит сужение, уменьшение диаметра скважины, в следствии образования глинистой корки на стенках скважины. В интервале залегания глинистых пород наоборот, наблюдается увеличение диаметра скважины по сравнению с диаметром долота в результате насыщения глинистых пород фильтратом бурового раствора и дальнейшим обвалом стенок скважины (см. рис. 5). В интервале залегания карбонатных пород диаметр скважины соответствует диаметру долота.

Рис. 5. Увеличение и уменьшение диаметра скважины в зависимости от литологии пород

Наблюдения за параметрами бурового раствора, нефтегазоводопроявлениями

В процессе бурения скважины могут иметь место следующие осложнения:

обвал стенок скважин, что приводит к прихвату бурового инструмента;

поглощение бурового раствора, вплоть до его катастрофического ухода- при вскрытии зон разрывных нарушений;

разжижение бурового раствора, уменьшение его плотности, что может привести к выбросу нефти или газа.

Попутное и стационарное опробование продуктивного пласта

Различают попутное и стационарное опробование продуктивного пласта.

Попутное опробование продуктивного пласта заключается в отборе проб нефти, газа и воды из продуктивных пластов в процессе бурения с помощью специальных приборов:

опробователь пластов на каротажном кабеле ОПК

испытатель пластов на бурильных трубах - КИИ (комплект испытательных инструментов)

Стационарное опробование производится по окончании бурения скважины.

В результате испытания пластов получают следующую информацию:

Характер пластового флюида;

Информация о пластовом давлении;

Положение ВНК, ГВК, ГНК;

Сведения о проницаемости породы - коллектора.

Проектная документация на строительство скважин

Основной документ на строительство скважин - геолого-технический наряд. Он состоит из 3-х частей:

геологическая часть

техническая часть

В геологической части содержится следующая информация о скважине:

проектный разрез скважины

возраст пород, глубина залегания, углы падения, крепость

интервалы возможных осложнений, интервалы отбора керна.

В технической части приводится:

режим бурения (нагрузка на долото, производительность буровых насосов, число оборотов ротора)

глубина спуска колонн и их количество, диаметр

высота подъема цемента за колонной и т.д.

Глава 2 Методы геологической обработки материалов бурения скважин и изучение геологического строения месторождения

Геологическая обработка материалов бурения скважин дает возможность построить профиль месторождения и структурные карты по кровле продуктивного пласта, позволяющие получить полное представление о строении месторождения. Для детального изучения всех вопросов строения месторождения необходимо провести тщательную корреляцию (сопоставление разрезов скважин).

Корреляция разрезов скважин заключается в выделении опорных пластов и определении глубины их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их толщин и литологического состава. В нефтепромысловом деле различают общую корреляцию разрезов скважин и зональную (детальную). При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин в целом от устья скважины до забоя по одному или нескольким горизонтам (реперам) Смотри рисунок 6.

Детальная (зональная) корреляция проводится для детального изучения отдельных пластов и пачек.

Результаты корреляции представляются в виде корреляционной схемы. Репер (маркирующий горизонт) - это пласт в разрезе скважины, который резко отличается по своим характеристикам (вещественный состав, радиоактивность, электрические свойства и т.д.) от выше- и нижележащих пластов. Он должен:

легко находиться в разрезе скважин;

присутствовать в разрезе всех скважин;

иметь небольшую, но постоянную величину.

Рис. 6. Реперная поверхность

При зональной корреляции за реперную поверхность принимают кровля продуктивного пласта. Если она размыта - подошву. Если и она размыта, то выбирают любой выдержанный в пределах площади пласт, пропласток внутри пласта.

Составление разрезов месторождения - типовых, средненормальных, сводных

При выполнении общей корреляции получаем информацию о напластовании пород и их толщине. Эта информация необходима для построения разреза месторождения. На таком разрезе приводится усредненная характеристика горных пород, их возраст и толщина.

Если используется вертикальная толщина пластов - разрез называется типовым разрезом. Такие разрезы составляют на промысловых площадях. На разведочных площадях составляются средненормальные разрезы, где используются истинные (нормальные) толщины пласта.

В том случае, когда разрез месторождения существенно меняется по площади - строятся сводные разрезы. При составлении литологической колонки на сводном разрезе используют максимальную толщину каждого пласта, а в колонке «толщина» приводится максимальное и минимальное его значение.

Составление геологического профильного разреза месторождения

Геологический профильный разрез - графическое изображение строения недр по определенной линии в проекции на вертикальную плоскость. В зависимости от положения на структуре выделяются профильные (1-1), поперечные (2-4) и диагональные (5-5) разрезы.

Существуют определенные правила ориентировки линии профиля на чертеже. Справа находится север, восток, северо-восток, юго-восток.

Слева - юг, запад, юго-запад, северо-запад.

Для построения профильного разреза месторождения наиболее часто используются масштабы 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.

Во избежание искажения углов падения пород вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются одинаковыми. Но для наглядности изображения вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются различными. Например масштаб вертикальный 1:1000, а горизонтальный 1:10000.

Если скважины искривлены - сначала строим горизонтальные и вертикальные проекции искривленных стволов скважин, наносим вертикальные проекции на чертеж и строим профиль.

Последовательность построения профильного разреза месторождения

Проводится линия уровня моря - 0-0 и на ней откладываем положение скважины. Положение 1-ой скважины выбирается произвольно. Через полученные точки проводим вертикальные линии, на которых в масштабе профиля откладываем альтитуды устьев скважин. Соединяем устья скважин плавной линией - получаем рельеф местности.

Рис. 9. Профильный разрез месторождения

От устья скважины строим стволы скважин до забоя. Проекции искривленных стволов перекалываем на чертеж. По стволу скважин откладываем глубины залегания стратиграфических горизонтов, элементы залегания, глубины разрывных нарушений, которые приводятся в первую очередь.

Построение структурной карты

Структурная карта- это геологический чертеж, отображающий в горизонталях подземный рельеф кровли или подошвы какого-либо одного горизонта, в отличие от топографической карты, показывающей в горизонталях рельеф Земной поверхности, в строении которой могут участвовать горизонты различного возраста.

Структурная карта дает четкое представление о строении недр, обеспечивает точное проектирование эксплуатационных и разведочных скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, распределение пластовых давлений по площади залежи. Пример построения структурной карты приведен на рисунке 10.

Рис. 10. Пример построения структурной карты

При построении структурной карты за базисную плоскость обычно принимают уровень моря, от которого отсчитывают горизонтали (изогипсы) подземного рельефа.

Отметки ниже уровня моря берутся со знаком минус, выше со знаком плюс.

Равные по высоте промежутки между изогипсами называется сечением изогипс .

В промысловой практике обычно применяются следующие способы построения структурных карт:

способ треугольников - для ненарушенных структур.

способ профилей - для сильно нарушенных структур.

комбинированный.

Построение структурной карты способом треугольников состоит в том, что скважины соединяются линиями, образуя систему треугольников, желательно равносторонних. Затем между точками вскрытия пласта проводим интерполяцию. Соединяем одноименные отметки- получаем структурную карту.

Абсолютная отметка точки вскрытия пласта определяется по формуле:

+ А.О.=+Al-,

А.О.- абсолютная отметка точки вскрытия пласта - это расстояние по вертикали от уровня моря до точки вскрытия пласта, м.

Al - альтитуда устья скважины - расстояние по вертикали от уровня моря до устья скважин, м.

l -глубина вскрытия пласта - расстояние от устья скважин до точки вскрытия пласта, м.

ΣΔ l - поправка на кривизну скважин, м.

На рисунке 11 приведены различные варианты вскрытия пласта:

Рис. 11. Различные варианты вскрытия пласта

Условия залегания нефти, газа и воды в недрах

Для осуществления рациональной системы разработки и организации эффективной эксплуатации нефтегазоносных пластов необходимо знать их физические и коллекторские свойства, физико-химические свойства содержащихся в них пластовых флюидов, условия их распределения в пласте, гидрогеологические особенности пласта.

Физические свойства горных пород - коллекторов

Продуктивные пласты нефтяных месторождений, содержащие углеводороды, характеризуются следующими основными свойствами:

пористостью;

проницаемостью;

насыщенностью пород нефтью, газом, водой в различных условиях их залегания;

гранулометрическим составом;

молекулярно- поверхностные свойства при взаимодействии с нефтью, газом, водой.

Пористость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). Пористость определяет способность породы вмещать в себя пластовый флюид.

Пористость- отношение объема пор образца к его объему, выраженное в процентах.

п=V п / V о *100%

Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости - отношение объема пор образца к объему образца в долях единицы.

k п =V п / V о

Различные горные породы характеризуются различными значениями пористости, например:

глинистые сланцы - 0,54 - 1,4%

глины - 6,0 - 50%

пески - 6,0 - 52%

песчаники - 3,5 - 29%

известняки, доломиты - 0,65 - 33%

В промысловой практике выделяются следующие виды пористости:

общая (абсолютная, физическая, полная) - это разность между объемом образца и объемом составляющих его зерен.

открытая (пористость насыщения) - объем всех сообщающиеся между собой пор и трещин, в которые проникает жидкость или газ;

эффективная - объем пор, насыщенных нефтью или газом за вычетом содержания связанной воды в порах;

Коэффициент эффективности пористости - это произведение коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности.

Карбонатные породы являются продуктивными при пористости равной 6-10% и выше.

Пористость песчаных пород колеблется в пределах 3 - 40%, в основном 16-25%.

Пористость определяют путем лабораторного анализа образцов либо по результатам ГИС.

Проницаемость пород

Проницаемость горной породы [к] - способность ее пропускать пластовый флюид.

Одни породы, например глины имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. Другие известняки - наоборот - малую пористость, но высокую проницаемость.

В нефтепромысловой практике различают следующие виды проницаемости:

абсолютная;

эффективная (фазовая);

относительная;

Абсолютная проницаемость - это проницаемость пористой среды при движении в ней одной фазы (нефти, газа или воды). В качестве абсолютной проницаемости принято считать проницаемость пород, определенную по газу (азоту) - после экстракции и высушивания породы до постоянного веса. Абсолютная проницаемость характеризует природу самой среды.

Фазовая проницаемость (эффективная) - это проницаемость породы для данного флюида при наличии и движении в порах многофазных систем.

Относительная проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

При изучении проницаемости пород пользуются формулой линейного закона фильтрации Дарси, по которой скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости.

V=Q/ F = kΔP / μL ,

Q - объемный расход жидкости через породу за 1 сек. - м3

V -скорость линейной фильтрации - м/с

μ - динамическая вязкость жидкости, н с/м 2

F - площадь фильтрации - м 2

ΔP - перепад давления на длине образца L,МПа

k -коэффициент пропорциональности (коэффициент проницаемости), определяется по формуле:

K=QML/ FΔP

Единицы измерения при этом следующие:

[L]-м [F]-м 2 [Q]-м 3 /с [P]-н/м 2 [ μ ]-нс/м 2

При всех значениях коэффициентов равных единицы, размерность k есть м 2

Физический смысл размерности k это площадь. Проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым осуществляется фильтрация пластового флюида.

В промысловом деле для оценки проницаемости пользуются практической единицей - дарси - которая в 1012 раз меньше чем k=1 м 2 .

За единицу в 1д принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см 2 расход жидкости вязкостью 1сП (санти-пуаз) составляет 1 см 3 /с . Величина 0,001 д - называется миллидарси.

Нефте - и газоносные пласты имеют проницаемость порядка 10-20 md до 200 md.

Рис. 12. Относительная проницаемость воды и керосина

Из рис. 12, видно, что относительная проницаемость для керосина Кок - быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности пласта. При достижении водонасыщенности Кв - до 50% коэффициент относительной проницаемости для керосина Кок снижается до 25%. При увеличении Кв до 80%, Кок снижается до 0 и через пористую среду фильтруется чистая вода. Изменение относительной проницаемости для воды происходит в обратном направлении.

Условия залегания нефти, газа и воды в залежах

Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых пористыми и перекрывающими их непроницаемыми породами (покрышками). Эти структуры называются ловушками.

В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

чисто газовые

газоконденсатные

газонефтяные (с газовой шапкой)

нефтяные с растворенным в нефти газом.

Нефть и газ располагаются в залежи соответственно своим плотностям: в верхней части залегает газ, ниже - нефть, и еще ниже - вода (смотри рисунок 13).

Кроме нефти и газа в нефтяной и газовых частях пластов содержится еще и вода в виде тонких слоев на стенках пор и субкапиллярных трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. Эту воду называют «связанной » или «остаточной». Содержание «связанной » воды составляет 10-30% от суммарного объема порового пространства.

Рис.13. Распределение нефти, газа и воды в залежи

Элементы залежи нефти-газа :

водонефтяной контакт (ВНК) - граница между нефтяной и водяной частями залежи.

газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газовой и нефтяной частями залежи.

газоводяной контакт (ГВК) - граница между газонасыщенной и водонасыщенной частями залежи.

внешний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с кровлей продуктивного пласта.

внутренний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с подошвой продуктивного пласта;

приконтурная зона - это часть залежи нефти между внешним и внутренним контурами нефтеносности;

Скважины пробуренные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскрывают нефтяной пласт на всю толщину.

Скважины пробуренные в пределах приконтурной зоны, вскрывают в верхней части - нефтенасыщенный пласт, ниже ВНК - водонасыщенную часть.

Скважины, пробуренные за профилями внешнего контура нефтеносности, вскрывают водонасыщенную часть пласта.

Коэффициент водонасыщенности - отношение объема воды в образце к объему пор образца.

K в =V воды / V пор

Коэффициент нефтенасыщенности - отношение объема нефти в образце к объему пор образца.

К н =Vнеф/V пор

Между этими коэффициентами существует следующая зависимость:

К н +К в =1

Толщина продуктивных пластов

В нефтепромысловой практике различают следующие виды толщин продуктивных пластов (см.рис.14):

общая толщина пласта h общ - суммарная толщина всех пропластков - проницаемых и непроницаемых - расстояние от кровли до подошвы пласта.

эффективная толщина h эф - суммарная толщина пористых и проницаемых пропластков, по которым возможно движение флюидов.

эффективная нефте - или газонасыщенная толщина h эф н-нас - суммарная толщина пропластков, насыщенной нефтью или газом.

h общ -(обшая толщина)

эф = h 1 +h 2эф н-нос = h 1 +h 3

Рис. 14 Смеха толщин продуктивных пластов

Для изучения закономерности изменения толщин составляется карта - общих, эффективных, и эффективных нефте - и газонасыщенных толщин.

Линии равных значений толщин называются изопахитами, а карта - карта изопахит.

Методика построения аналогична построению структурной карты способом треугольников.

Термобарические условия недр нефтяных и газовых месторождений

Знать температуру и давление в недрах нефтяных и газовых месторождений необходимо для того, чтобы правильно подойти к решению вопросов, имеющих как научное, так и народно- хозяйственные значение:

1.формирование и размещение залежей нефти и газа.

2.определение фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах.

.вопросы технологии бурения и закачивания глубоких и сверхглубоких скважин.

.освоение скважин.

Температура в недрах

Многочисленными замерами температур в простаивающих скважинах отмечено, что с глубиной температура возрастает и это возрастание может быть охарактеризовано геотермической ступенью и геотермическим градиентом.

С увеличением глубины залегания продуктивных пластов повышается и температура. Изменение температуры на единицу глубины наз. геотермическим градиентом. Его величина колеблется в пределах 2,5 - 4,0%/100 м.

Геотермический градиент - это приращение температуры на единицу длины (глубины).

grad t= t 2 -t 1 / H 2 -H 1 [ 0 С/м]

Геотермическая ступень [G] - это расстояние на которое нужно углубиться, чтобы температура повысилась на 10С.

G = H 2 -H 1 / t 2 -t 1 [м/ 0 С]

Рис. 15. Изменение температуры с глубиной

Эти параметры определяются по замерам температур в простаивающих скважинах.

Замеры температуры с глубиной осуществляются либо электротермометром по всему стволу скважины, либо максимальным термометром - для научных целей.

Максимальный термометр показывает максимальную температуру на глубине, на которую он спущен. Электротермометром регистрируется непрерывная запись температуры по стволу скважины при подъеме прибора.

Для получения истинной температуры пород скважина должна находится в покое долгое время, не менее 25-30 суток, чтобы в ней установился естественный тепловой режим, нарушенный бурением. По результатам замеров температур строятся термограммы - кривые зависимости температур от глубины. Используя данные термограмм можно определить геотермический градиент и ступень.

В среднем по Земному шару геотермический градиент имеет величину 2,5-3,0 0С/100м.

Пластовое давление в недрах нефтяных и газовых месторождений

Каждый подземный резервуар заполнен нефтью, водой или газом и обладает энергией пластовой водонапорной системы.

Пластовая энергия - это потенциальная энергия пластового флюида в поле силы тяжести Земли. После того как будет пробурена скважина, происходит нарушение равновесия в природной водонапорной системе: потенциальная энергия переходит в кинетическую и расходуется на перемещение флюидов в пласте к забоям эксплуатационных скважин и подъем их на поверхность.

Мерой пластовой энергии является пластовое давление - это давление жидкости или газа, находящихся в пластах - коллекторах в условиях естественного залегания.

На нефтяных и газовых месторождениях пластовое давление (Pпл) с глубиной увеличивается на каждые 100м глубины на 0,8 - 1,2 МПа, т.е. примерно на 1,0 МПа/100м.

Давление, которое уравновешивается столбом минерализованной воды с плотностью ρ= 1,05 - 1,25 г/см3 (103 кг/м3) называется нормальным гидростатическим давлением. Рассчитывается оно так:

Рн.г.= H ρ в / 100 [МПа]

Н- глубина, м.

ρ в - плотность воды, г/см 3 , кг/м 3 .

Если ρв принимаем равным 1,0, то такое давление называется условным гидростатическим

Условное гидростатическое давление - это такое давление, которое создается столбом пресной воды плотностью 1,0 г/см3 высотой от устья скважины до забоя.

Р у.г. = Н / 100 [МПа]

Давление, которое уравновешивается промывочной жидкостью с плотностью ρж=1,3 г/см3 и более, высотой от устья до забоя скважины называется сверхгидростатическим (СГПД) или анамально-высоким пластовым давлением (АВПД). Это давление на 30 и более % превышает условное гидростатическое давление и на 20-25% - нормальное гидростатическое.

Отношение АВПД к нормальному гидростатическому называется коэффициентом аномальности пластового давления.

К а =(Р АВПД /Р н.г .) >1,3

Давление ниже гидростатического - это аномально низкое пластовое давление (АНПД) - это давление, которое уравновешивается столбом промывочной жидкости с плотностью менее 0,8 г/см3. Если Ка< 0,8 - это АНПД.

Одной из важнейших характеристик пласта является горное давление - это такое давление, которое является следствием суммарного влияния на пласт геостатического и геотектонического давлений.

Геостатическое давление - это давление, которое оказывает на пласт масса вышележащей толщи пород.

Р г.е. = Hρ п /100 [МПа]

Где, ρп= 2,3 г/см3 - средняя плотность горных пород.

Геотектоническое давление (давление напряжения) - это давление, которое формируется, образуется в пластах в результате непрерывно - прерывистых тектонических движений.

Горное давление передается самими породами, а внутри пород - их скелетом (зернами, слагающими пласт). В естественных условиях горному давлению противодействует пластовое давление. Разница между геостатическим и пластовым давлением называется уплотняющее давление.

Р упл =Р г.е - Р пл

В промысловой практике под пластовым давление понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной влиянию воронок депрессии соседних скважин (см.рис. 16) Депрессия на пласт Δ P рассчитывается по следующей формуле:

Δ P= P пл - P заб ,

где, Pпл- пластовоедавление

Pзаб -давление на забое действующей скважины.

Рис. 16 Распределение пластового давления при работающих скважинах

Начальное пластовое давление P 0 - это давление, замеренное в первой скважине, вскрывшей пласт, до отбора из пласта сколько-нибудь заметного количества жидкости или газа.

Текущее пластовое давление - это давление, замеренное на определенную дату в скважине, в которой установилось относительное статистическое равновесие.

Для исключения влияния геологической структуры (глубины замера) на величину пластового давления, давление, замеренное в скважине, пересчитывают на середину этажа нефте- или газоносности, на среднюю точку объема залежи или на плоскость, совпадающую с ВНК.

В процессе разработки нефтяных или газовых залежей давление непрерывно меняется, при контроле за разработкой давление периодически замеряют в каждой скважине.

Для изучения характера изменения давления в пределах площади залежи, строят карты давлений. Линии равных давлений называются изобарами, а карты - карты изобар.

Рис. 17. График изменения давлений во времени по скважинам

Систематический контроль за изменением пластового давления позволяет судить о процессах происходящих в пласте и регулировать разработку месторождения в целом.

Пластовое давление определяется с помощью скважинных манометров, спускаемых в скважину на проволоке.

Жидкости и газ в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От величины пластового давления P пл - зависит запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. P пл определяет запасы газовой залежи, дебиты скважины и условия эксплуатации залежей.

Опыт показывает, что P 0 (начальное пластовое давление) измеренное в первой пробуренной скважине, зависит от глубины залежи и может быть приближенно определено по ф-ле:

P = Hρg[МПа]

H- глубина залежи, м

ρ- плотность жидкости, кг/м3

g- ускорение свободного падения

Если скважина фонтанирует (переливает), Pпл определяется по формуле:

Pпл =Hρg+P (давление на устье)

Если в скважине уровень жидкости не доходит до устья

Pпл=H1ρg

H1- высота столба жидкости в скв, м.

Рис. 18. Определение приведенного пластового давления

В газовой залежи или газовой части нефтяного пласта пластовое давление практически одинаково по всему объему.

В нефтяных залежах пластовое давление в различных частях различно: на крыльях - максимальное, в своде -минимальное. Поэтому анализ изменения пластового давления во время эксплуатации залежи затрудняется. Удобнее относить величины пластового давления к одной плоскости, например к плоскости водо-нефтяного контакта (ВНК). Давление отнесенное к этой плоскости, называется приведенным (см.рис.18) и определяется по формулам:

P 1пр= P 1 + х 1 ρg

P 2пр= P 2 - х 2 ρg

Физические свойства нефти, газа и воды

Газы газовых месторождений называются природными газами, а газы, добываемые вместе с нефтью - нефтяными или попутными.

Природные и нефтяные газы состоят, в основном, из предельных углеводородов ряда СnН2n+2: метана, этана, пропана, бутана. Начиная с пентана (C5H12)и выше - это жидкости.

Часто углеводородные газы в своем составе содержат углеводород(CO2, сероводород H2S, азот N, гелий He, аргон, Ar, пары ртути и меркаптаны. Содержание CO2 и H2S достигает иногда десятков процентов, а остальных примесей - доли процентов, например в пластовой смеси АГКМ содержание углекислого газа составляет 12-15 %, а сероводорода 24-30 %.

Молекулярная масса (M) - углеводородных газов определяется по формуле:

M= ∑M i Y i

M i - молекулярная масса i -го компонента

Y i - доля i -го компонента в смеси по объему.

Плотность- отношение массы вещества к занимаемому объему.

ρ =m/V [кг/м 3 ].

Плотность находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3. На практике пользуются относительной плотностью газа - отношение массы данного газа к массе воздуха одинакового объема.

Относительные плотности различных газов приведены ниже:

Воздух - 1,0CH4 - 0,553N2 - 0,9673C8H6 - 1,038CO2 - 1,5291C3H8 - 1,523H2S - 1,1906C4H10 - 2,007

Для перехода от объема в нормальных условиях к объему занимаемым этим же количеством в пластовых условиях служит, объемный коэффициент пластового газа V, - объем, который занял бы 1м 3 газа в пластовых условиях.

V= V 0 Z (TP 0 / T 0 *P)

Где, V 0 - объем газа в нормальных условиях при начальных давлении P 0 , и температуре T 0 .

V - объем газа при текущих давлении P и температуре Т.- коэффициент сверх сжимаемости газа.

Объемный коэффициент пластового газаV находится в пределах0.01-0.0075

Вязкость газа - свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. В системе СИ динамическая вязкость измеряется в мПа*с (мили-паскаль в секунду), например, динамическая вязкость воды при t0 200C составляет µ=1 мПа*с. Вязкость газа газовых месторождений колеблется в пределах:0,0131- 0,0172 мПа*с.

Вязкость пластовой смеси АГКМ составляет 0,05 - 0,09 мПа*с.

Растворимость газов в нефти

Объем однокомпонентного газа, растворяющегося в единице объема жидкости прямо пропорционален давлению

V г / V ж = αP

Где, Vг - объем растворяющегося газа

Vж - объем жидкости

Понятие о разработке месторождений нефти . Схема размещения скважин, ме-тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

· Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

· Осадочные породы -образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

Эратема	Система, год и место установления	Индекс	Число отделов	Число ярусов
Кайнозойская	Четвертичная,18229, Франция Неогеновая, 1853, Италия Палеогеновая, 1872, Италия
Мезозойская	Меловая, 1822, Франция Юрская, 1793, Швейцария Триасовая, 1834, Центр. Европа
Палеозойская	Пермская, 1841, Россия Каменноугольная, 1822, Великобритания Девонская, 1839, Великобритания Селурская,1873, Великобритания Ордовикская, 1879, Великобритания Кембрийская, 1835, Великобритания

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа ) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов . Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью , называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа ) называются залежами нефти (газа ).

Совокупность залежей нефти и газа , сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

Обычно залежь нефти (газа ) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов, является

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

· Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

· Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

· Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа ) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа .

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

§ Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные

§ Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные