Разработка нефтяных и газовых месторождений с аномальными свойствами

Введение

В нефтяной части нефтегазовых месторождений  находятся нефть вместе с растворенным в ней газом, а также связанная  вода. В газовой части этих месторождений  имеются газ и связанная вода. Есть предположения, что в газовых частях некоторых нефтегазовых месторождений вместе с газом и связанной водой может содержаться и нефть при небольшой нефтенасыщенности.

Нефтегазовые  месторождения — это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.

Нефтегазоконденсатные месторождения — нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содержится значительное количество жирного газа — конденсата, представляющего собой в основном смесь углеводородов С₃—С₈, а также более тяжелых. Считается, что если в 1м³ газа, находящегося в естественной газовой шапке, содержится 150—200 г конденсата или менее, то такое месторождение относят к нефтегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке на уровне 200 г на 1 м³ газа при стандартных условиях месторождение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свыше 600 г на один кубометр считается высоким. 
 
 
 
 
 
 
 

Технико-технологическая  часть

Разработка  месторождения с  воздействием на пласт

Основное  требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений как с воздействием на пласт, так и без такового, состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефтегазового месторождения должна осуществляться таким образом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки. Считается, что нефть, переместившаяся в газовую шапку, создаст в ней остаточную нефтенасыщенность, в результате чего возникают дополнительные потери нефти в газовой шапке, где нефть будет «размазываться» по пористой среде.

Условно принимают, что если 80—90% углеводородов  содержатся в природных условиях в газе, а остальная часть в жидкой фазе, т. е. в нефти, то такое месторождение считают газовым или газоконденсатным. При большем содержании углеводородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазовым или к нефтегазоконденсатным.

При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещения газонефтяного контакта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддержания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давления между нефтяной и газовой частями.

Такая разработка приводит или к недопущению  отбора газа из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускается определенное падение пластового давления в нефтяной части залежи. Однако предотвратить полностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтегазовых месторождений трудно, так как при значительном распространении газовой шапки по площади месторождения образуются газовые конусы. Несмотря на принятие известных специальных мер для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважин, количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазовых месторождений ограничивают в основном путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин, и особенно скважин, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Уменьшение же дебитов нефтяных скважин, с одной стороны, и необходимость по экономическим причинам поддержания достаточно высокого темпа разработки, с другой—-приводят к потребности бурения повышенного числа скважин, что ухудшает экономические показатели разработки месторождения.

Разработка  нефтегазовых и нефтегазоконденсатных  месторождений при естественных режимах приводит к целому ряду трудностей, связанных главным образом с  невозможностью достижения высокого темпа  отбора нефти из пластов без резкого  уплотнения сеток скважин, высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах, ограничением отбора газа из газовых  шапок, выпадением конденсата в пористой среде пластов. Устранить эти  трудности можно путем перехода на разработку месторождений с воздействием на пласт.

При разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных  месторождений в основном используют следующие специальные системы  разработки с воздействием на пласт:

1) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с законтурным заводнением;

2) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости законтурным заводнением нефтяной части месторождения.

В процессе разработки нефтегазоконденсатных  месторождений можно применять  также систему, предусматривающую  сочетание барьерного заводнения с  внутриконтурным заводнением нефтяной части месторождения и закачки  газа в его газоконденсатную часть  или внутриконтурное заводнение этой части месторождения.

Первую  из упомянутых систем используют при  разработке нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно небольшую  по размерам нефтяную часть, которую называют нефтяной оторочкой. На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один — три ряда добывающих скважин.. Водонагнетательные скважины барьерного заводнения отсекают газовую часть месторождения от нефтяной части. После закачки воды в такие скважины снижается прорыв газа из газовой шапки в добывающие скважины, что препятствует перемещению газонефтяного контакта в газонасыщенную область пласта и в определенной степени позволяет осуществлять независимую разработку газовой и нефтяной частей месторождения.

Применение  барьерного заводнения позволяет снизить  газовый фактор нефтяных скважин  по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия  на пласт примерно в 1,2—1,5 раза.

Вторая  из упомянутых систем предназначена  для разработки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части которых  вследствие их значительных размеров нецелесообразно разрабатывать  только путем барьерного заводнения. На рис. 2 показана схема системы разработки нефтегазового месторождения второго типа. Нефтенасыщенная часть месторождения, схематично показанная на рис. 2, имеет большую ширину, так что в этой части можно разместить много полос трехрядной системы разработки с расстояниями между скважинами 500—600 м. Как и в случае системы разработки нефтегазовых месторождений первого типа, при барьерном заводнении искусственно отделяется газонасыщенная часть месторождения от его нефтенасыщенной части, что способствует осуществлению их независимой разработки без опасения перемещения нефти в газонасыщенную часть и без потери нефти в этой части.

В некоторых  случаях с целью дальнейшего  снижения прорывов газа из газовой  шапки в нефтяные скважины бурят  не один, а два барьерных ряда водонагнетательных скважин, отсекающих газонасыщенную часть месторождения  от нефтенасыщенной. Это приводит к  еще большему снижению газовых факторов нефтяных скважин по сравнению с  этим показателем при однорядном барьерном заводнении.

Барьерное заводнение в определенной степени  способствует снижению темпа падения  давления в газонасыщенной части  месторождения при умеренных  отборах газа из нее. Если же разрабатываемое  месторождение по соотношению пластовых  углеводородов близко к газовому или газоконденсатному с нефтяной оторочкой, то главной продукцией такого месторождения будет газ или  газ и конденсат, которые необходимо интенсивно извлекать из недр. Барьерное  заводнение, если газовая или га- зоконденсатная часть месторождения обширна, может не обеспечивать компенсацию отбора углеводородов. Пластовое давление в газовой или газоконденсатной части будет падать, хотя и медленнее, чем при режиме истощения, а конденсат будет осаждаться в пористой среде. Для полного поддержания пластового давления в газоконденсатной части месторождения необходимо воздействие именно на эту ее часть путем закачки в нее воды, газа или газоводяных смесей. Заводнение газоконденсатной части нефтегазоконденсатного месторождения можно осуществлять с применением рядной схемы расположения скважин. На рис. 3 показана схема системы разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением трехрядной схемы расположения скважин на нефтенасыщенной его части с барьерным заводнением и однорядной схемы на газоконденсатной части месторождения. При вытеснении как нефти, так и газа вместе с конденсатом из пласта водой, т. е. при разработке путем заводнения нефтегазоконденсатного месторождения в целом, конечный коэффициент вытеснения газоконденсатной смеси водой ηk1достигает порядка 0,75. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Гидростатическое  давление

Гидростатическое  давление есть давление, развиваемое  весом покоящегося столба флюида. Оно зависит лишь от высоты столба и плотности флюида. Поперечные размеры и геометрическая форма этого столба никак не отражаются на гидростатическом давлении.

Высота  столба флюида определяется как расстояние до точки измерения в скважине в проекции на вертикальную плоскость, т.е. рассматривается истинная глубина по вертикали, а не длина ствола.

Гидростатическое  давление можно рассчитать по следующему уравнению:

где p_h — гидростатическое давление, Па; р — средняя плотность флюида, кг/м³; g — ускорение свободного падения, м/с²;h— высота столба флюида, м.

В нефтепромысловой практике часто используют уравнение: где p_h — гидростатическое давление, кг/см²; р — средняя плотность флюида, г/см³; h — высота столба флюида, м.

Горное  давление

Горное  давление на данной глубине — это  давление, создаваемое весом вышележащих  осадочных пород. Поскольку оно  не равно давлению флюида (нефти, газа, воды), часто целесообразно делать различие между флюидом и скелетом породы, поэтому используется термин "напряжение, создаваемое перекрывающими породами".

Оно может  быть определено по уравнению:

 

где S — напряжение, создаваемое перекрывающими породами, кг/см²; р_ь — средняя объемная плотность пород, г/см³; Z — толщина (по вертикали) вышележащих осадочных отложений, м.

Объемная  плотность осадочных отложений  зависит от плотности скелета  породы, ее пористости и плотности флюидов, содержащихся в поровом пространстве.

 

где φ — пористость (изменяется от 0 до 1); p_f — плотность пластового флюида, г/см³; р_т — плотность скелета породы, г/см³.

Пористость  осадочных пород уменьшается  по мере заглубления (уплотнения), т.е. с увеличением горного давления.

Применительно к глинам такое снижение пористости по существу определяется только весом  вышележащих осадочных пород (рис. 4). Соотношение между пористостью  глин и глубиной на графике с обычными шкалами представляется экспоненциальной зависимостью, а на графике с логарифмическими шкалами — почти линейной.

Для песчаников и известняков соотношение между  пористостью и глубиной зависит, наряду с уплотнением, от большого числа  других параметров, например от диагенетических  эффектов, отсортированности частиц, исходного состава и пр.

Уменьшение  пористости обязательно сопровождается увеличением объемной плотности  породы.

В верхней  части разреза осадочных пород  темпы изменения объемной плотности с глубиной гораздо выше, чем в нижних частях разреза (рис. 5). Этот эффект более отчетливо проявляется в морских условиях, когда самый верхний интервал представлен водой.

Обычно  используемое значение средней объемной плотности пород 2,31 г/см³,] но это допустимо только в приближенных расчетах.  
 
 
 
 

 
 
 
 
 

Пластовое давление

Пластовое давление есть давление, под которым  находятся флюиды в поровом пространстве осадочных и других типов пород. Оно называется также поровым давлением р_р.

На рис. 6 показана классификация пластовых  давлений по категориям:

аномально низкие (пониженные), когда пластовое  давление ниже гидростатического  (р_р < p_ft );

гидростатические, когда пластовое давление есть функция  плотности пластовых флюидов;

аномально высокие (повышенные), когда пластовое  давление превышает гидростатическое и обычно не превышает горного давления

Необходимо  отметить, что применяемые нередко  термины "пониженное пластовое давление" и "повышенное пластовое давление" не совсем правильны; корректнее говорить об аномально низком и аномально высоком пластовых давлениях.

Нормальное  гидростатическое пластовое  давление

В нормальных гидростатических условиях пластовое и гидростатическое  давления равны:

Следовательно в нормальных гидростатических условиях давление, под которым находится пластовый флюид определяется весом столба воды, насыщающей поровое пространство осадочных пород, от точки измерения до отметки выхода пласта на поверхность. Это означает, что существует связь порового пространства в любой точке пласта с атмосферой, независимо от морфологии пор и траектории движения флюида.