Нефтегазопромысловая геология

Постоянство пластового давления в свою очередь обусловливают многие геологические и гидрогеологические факторы:

1) хорошая сообщаемость  между областью питания и нефтяной  залежью;

2) близкое расположение  залежи к области питания (15-25 км);

3) большая разница  в гипсометрических отметках  между областью питания и нефтяной  залежью;

4) высокая фильтрационная  характеристика пласта-коллектора (проницаемость достигает 1Д=1,02-10 ^-12 м²);

5) отсутствие  тектонических нарушений и зон фациального замещения.

Упруго-водонапорный режим - это режим залежи, при котором углеводороды вытесняются в скважины под действием напора краевой воды. В отличие от водонапорного режима основным источником энергии напора воды являются упругость жидкости, а также упругость самой породы. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям скважин при упруго-водонапорном режиме, являются упругие силы воды, нефти, горных пород, находящихся в недрах под влиянием горного и гидростатического давлений

Газонапорный  режим. Газонапорным следует называть режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над нефтью. Следовательно, основным источником энергии взалежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.

Эффективность проявления газонапорного режима определяют различные геологопромысловые факторы:

1) отсутствие  фациальных замещений в продуктивном  пласте;

2) отсутствие  разрывных нарушений в пределах залежи;

3) значительная  высота газовой шапки;

4) высокая    фильтрационная    характеристика    залежи продуктивного пласта;

5) большие углы  падения пород;

6) небольшая  вязкость нефти.

Режим растворенного газа. Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения,   газ   выходит   из   раствора,   и   пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при режиме растворенного газа, является упругость растворенного в нефти газа. Описываемый режим обычно проявляется в залежах, которые характеризуются низкой гидродинамической связью между   нефтяной   и   законтурной   частями.   Ухудшение гидродинамической связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта. Кроме того, этот режим может проявляться, например, в залежах с упруго-водонапорным режимом при значительных понижениях в них пластового давления.

Проявление режима растворенного газа наблюдается  при снижении пластового давления ниже давления насыщения. В залежи при  этом наблюдается сегрегация газа, образование пузырьков  свободного  газа.   Расширяясь,   они  придают газонефтяной смеси   высокую упругость и способствуют ее продвижению к забоям добывающих скважин.

Гравитационный  режим Гравитационным режимом называется залежи, при котором нефть вытесняется действием силы тяжести самой нефти. Основным источником энергии при этом режиме, продвигающей нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. В практике разработки нефтяных залежей обычно выделяют два вида гравитационного режима:

а) напорно-гравитационный;

б) гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим обычно фиксируется в тех залежах, которые приурочены к высокопроницаемым пластам с довольно большими углами падения, что способствует продвижению нефти к их пониженным участкам. Нефть движется к забоям добывающих скважин под действием собственного веса. При этом дебиты нефти зависят от разности отметок уровня нефти и забоя скважины, а также от углов падения пласта

Второй  вид режима - со свободным зеркалом нефти, обычно проявляется в тех залежах, где пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, значительной фациальной изменчивостью и небольшими углами падения. В этом случае в отличие от напорно-гравитационного режима уровень нефти в скважинах находится ниже кровли пласта. Зоной дренажа в этом случае служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение которой определяется линией естественного "откоса". В связи с этим данный вид режима и называют гравитационным со свободным зеркалом нефти. 

14. ИСКУСТВЕННОЕ ЗАВОДНЕНИЯ  И ЕГО ВИДЫ. 

1.Барьерное заводнение производится по внутренниму контуру газонасыщенной зоны.

2. Законтурное  заводнение производится за внешним  контуром нефтенасыщенной зоны.

3. Внутриконтурное  заводнение производится в нефтенасыщенной  зоне НГЗ. Применяют 

в основном при  разработке н/з с очень большими площадными размерами. Нагнетательные скважины располагают рядами, а добывающие параллельно рядам нагнет. скв. Расчеленение нефтеносной обл. На несколько плащедей позволяет ввести всю нефтеностную площадь в эффективную разработку.  

4. Приконтурное  заводнение применяют тогда когда  затруднена гидродинамическая связь  нефтяной зоны пласта с законтурной  областью. Ряд нагнетательных СКВ.  в этом случае размещается  в водонефтяной зоне или у  внутреннего контура нефтеносности.

5. Блоковые системы- разрезание залежи на отдельные площади или блоки. Ширина площадей и блоков выбирается с учетом вязкости и литологич. замещения. Внутри блоков нечетное число рядов.(5-7). Блоковые системы - нагнетательные скважины располагают параллельными прямолинейными рядами, как правило, вкресг продольной оси структуры, добывающие скважины  бурят рядами между нагнетательными. Таким образом, залежь может разрабатываться по блокам независимо друг от друга. Такие системы подразделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке ва однорядные трехрядные и пятирядные При однорядной системе, когда ряды нагнетательных и добывающих скважин чередуются, отношение числа добывающих пд к нагнетательным пн скважинам w=l. Схеме трехрядной системы отвечает элемент, представляющий прямоугольник с длиной стороны, равной половине расстояния между нагнетательными рядами.   Элемент содержит половину   одной нагнетательной  скважины 1 ^1/2 добывающей. Отношение общего числа добывающих скважин к нагнетательным w= 1/3.

Пятиоядная система предусматривает бурение пяти рядов добывающих скважин между рядами нагнетательными. Отношение w=l/5. На практике применяют блоковые системы, когда нагнетательные ряды скважин располагают одновременно как вкрест, так и параллельно продольной оси структуры.

Системы, с площадным заводнением. Добывающие и нагнетательные скважины располагают на площади равномерно по правильной геометрической сетке - квадратной или треугольной. Различают

пяти-, семи- и девятиточечную системы. Элемент пятиточечной системы представляет собой квадрат, в углах которого расположены

добывающие скважины, а в центре - нагнетательные. Для  этой системы отношение добывающих и

нагнетательных  скважин w=l*.

Элемент семиточечной системы представляет шестиугольник с добывающими (нагнетательными) скважинами в углах и нагнетательной (добывающей) скважиной в центре. Параметр w=2('/;;).

Элемент девятиточечной системы представляет собой квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены    добывающие     (нагнетательные) скважины, а в центре нагнетательная (добыншощая). Соотношение добывающих и нагнетательных скважин w=3 (1/з).

6. Осевое зоводнение  – нагнетательные скв. размещают  по оси структуры. 

7. Площадное  зоводнение- закачка по всей площади.  Эффективно при разработки 

мало проницаемых  пластов. Виды 4-5-7-9точечная система.

8. Избирательное  заводнение эта система характеризуется  тем что скв.  Под нагнетание  воды выбирают после разбуривания  части площади по равномерной  сетке по данным промысловогеофизических  и гидродинамических исследований. При этом коэффициент

продуктивности  их должен быть высоким и вскрыто  наибольшее число пластов- коллекторов  на более низких абсолютных отметках.

 9    Центральное    заводнение    рекомендуется    для эксплуатационных объектов, характеризующихся закономерным ухудшением   физико-литологических   и    фильтрационных характеристик от сводовой к периферийным частям залежей. Размеры залежей обычно небольшие от 1 до 3 км, форма их изометричная.    Для    залежей    больших    размеров, характеризующихся более однородным строением,  более высокими значениями коллекторских свойств и фильтрационных характеристик, центральное заводнение применяют в сочетании с законтурным.

    10 Кольцевое заводнение рекомендуется для залежей, которые характеризуются    изменением    литолого-физических    И фильтрационных свойств в определенном направлении от сводовой к периклинальным частям структуры. Залежи обычно характеризуются  изометрической,  овальной  формой.  Для поддержания пластового давления в средней части залежи нагнетательные скважины располагают по кольцу, а в законтурной области - параллельно внешнему контуру нефтеносности. Е|| результате этого образуются две неравные площади: меньшая - В центральной части площади и большая - между двумя рядами_ нагнетательных скважин (рис.).

    

11. Очаговое заводнение - ^ПP^И такой системе закачивают воду в пласт через отдельные нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или специально пробуренных. Применяют ее в качестве вспомогательного способа для вовлечения в процесс разработки отдельных линз или частей плата, не охваченных вытеснением. 
 

15. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ  НЕФТИ, ГАЗА И  КОНДЕНСАТА ОБЪЕМНЫМ  МЕТОДОМ.

Объемный метод  подсчета запасов наиболее широко применяется  на практике.  Его можно использовать при подсчете запасов на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета  и условиях залегания нефти в них. Qизв=F*h*k_П*k_Н*r_Н*q*h.

Qизв – извлекаемые запасы нефти, т; F – площадь нефтеносности м²; k_{П –} коэффициент открытой пористости; k_Н – коэффициент нефтенасыщенности; r_Н – плотности нефти в поверхностных условиях кг/м³; h - коэффициент нефтеотдачи; q - пересчетный коэффициент усадки нефти; h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта.

Объемный метод  подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и метод подсчета запасов нефти.

Qг=F*h*kп*f*kг*(p₀*a₀-p_СТ*a_СТ)/р_СТ

Qг – начальные  запасы газа (при стандартных  условиях р_СТ=0.1 МПа; Тст=293 К);  F – площадь в пределах контура газоносности м²; h -  эффективная газонасыщенная мощность, м; k_{П –} коэффициент открытой пористости; k_Н – коэффициент газонасыщенности с учетом содержания связанной воды; f – поправка на температуру, для приведения объема газа к стандартной температуре: Тст/Тпл=293/(273+tпл); рст – среднее остаточное давление  в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установлении на устье давления 0.1 МПа; р₀ – начальное пластовое давление в залежи; a₀ и a_СТ – поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта.