ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НАЧАЛЬНОЕ. Управление энергетическим состоянием залежи нефти


Энергетич

Управление энергетическим состоянием залежи по три вопроса

Контрольные вопросы

1. Способы размещения скважин на месторождениях.

2. Системы заводнения залежей нефти.

3. Схематизация условий разработки и форм залежи при гидродинамических расчетах показателей разработки.

4. Режимы разработки залежей нефти.

5. Расчет снижения давления в залежи при разработке ее на упругом режиме при постоянных дебитах скважин.

6. Источники и характеристики пластовой энергии.

7. Упругий режим.

8. Упруго-водонапорный режим.

9. Водонапорный режим.

10. Газонапорный режим. Смешанные режимы.

11. Обобщение и реализация режимов работы залежей

12. Цели искусственного воздействия на пласт.

13. Коэффициент охвата пласта воздействием. Коэффициент вытеснения.

14. Управляемые параметры при искусственном воздействии на пласт.

15. Пластовое давление. Вязкость флюидов. Проницаемость коллекторов. Забойное давление

16. Классификация методов и способов управления процессом выработки запасов, основанная на анализе управляемых параметров.

17. Классификация методов и способов управления процессом выработки запасов, основанная на анализе энергетических ресурсов залежи

1.Принцип многостадийного проектирования разработки месторождений.

2.Основные проектные документы, регламентирующие процесс разработки.

3.Моделирование процесса разработки месторождений.

4.Основные положения управления энергетическими ресурсами залежи.

5.Накопленное количество добытой нефти.

6. Накопленное количество закачанной воды.

7. Накопленное количество добытой из пласта воды.

8. Эффект от применения заводнения.

9. Схема и баланс потоков технологических жидкостей при поддержании пластового давления.

10. Накопленное количество добытой нефти.

11. Накопленное количество закачанной воды.

12. Накопленное количество добытой из пласта воды.

13.Эффект от применения заводнения.

14. Схема и баланс потоков технологических жидкостей при поддержании пластового давления.

studfiles.net

4.4 Анализ энергетического состояния объекта разработки

Начальное пластовое давление в залежи определено по результатам гидродинамических исследований скв. № 136 и на отметку ВНК составило 16,67 МПа. Пластовая температура равна 25,7°С. Давление насыщения нефти газом – 11,7МПа.

На рисунке 4.2 представлена динамика приведенного пластового давления, отборов жидкости и закачки агента на объекте разработки.

В начальный период эксплуатации практически все скважины введены в эксплуатацию с пластовым давлением, близким к начальному значению. В процессе работы скважин пластовое давление снижается, и к началу закачки его величина составляла 15,77 МПа. С вводом системы ППД (1979 г.) величина пластового давления установилась в пределах 16-16,4 МПа. В процессе разработки залежи величина и темпы изменения пластового давления зависят

Рис. 4.2 Динамика приведенного пластового давления, отборов жидкости и закачки

от месторасположения скважин, времени ввода в работу новых и близости к нагнетательным скважинам.

В период максимальных отборов жидкости и максимальной закачки агента с 1984 по 1987 гг. наблюдается незначительное падение пластового давления и в среднем составляет 13,3 МПа, что на 3,4 МПа ниже начального.

В 1988 году, при достаточно высоком уровне закачки, отмечается наименьшее значение пластового давления 9,51 МПа. Начиная с 1988 закачка снижается, отмечается уменьшение отборов, в результате чего пластовое давление стабилизируется на уровне 14,5 МПа. В период 1992 по 1994 гг. отмечается резкое увеличение закачки агента, в результате чего пластовое давление увеличивается до 16,2 МПа. Однако в период с 2001-2010 гг. в результате снижения уровней закачки воды и увеличением отборов жидкости, прослеживается снижение пластового давления до 14,6-11,2 МПа.

Таким образом, практически во всех эксплуатационных скважинах отмечается влияние закачки, что позволяет говорить о наличии гидродинамической связи между скважинами. Режим работы залежи – водонапорный при действующей системе ППД.

Для контроля за энергетическим состоянием залежи регулярно строят карты изобар. На рисунке 4.3 представлена карта изобар объекта Бб Чураковского купола. По состоянию на 01.07.11 максимальное пластовое давление составляет 19,2 МПа (скв. № 8), а минимальное пластовое давление составляет 11,8 МПа (скв. № 12). В районе скв. № 8 наблюдается значительно повышенное значение пластового давления, что связано с воздействием нагнетательной скв. № 93. Также повышенное значение пластового давление можно отметить в скв. № 346 (16 МПа). В целом, пластовое давление достаточно равномерно распределено по залежи и его значение выше, чем значение давления насыщения, но гораздо ниже начального пластового давления. Таким образом, с учётом того, что залежь находится на завершающей стадии разработки, можно сказать, что её энергетическое состояние вполне удовлетворительно.

Рис. 4.3 Карта изобар залежи Бб Чураковского месторождения

4.5 Контроль и регулирование разработки залежи

Разработка нефтяного месторождения основывается на взаимодействии таких сложных систем, как пласт, скважины, подземное и наземное оборудование. Управление этим процессом возможно на базе информации, включающей в себя учет и обобщение всех имеющихся данных о процессе, имитационное моделирование и прогнозирование технологических и технико-экономических показателей разработки.

Успех рациональной разработки месторождения обуславливается непрерывным контролем и оперативным регулированием процессов вытеснения. Достоверность прогноза и обоснованность принимаемых решений во многом определяется качеством информации о свойствах пластов и насыщающих флюидов.

Контроль за разработкой нефтяных залежей представляет собой систему промыслово-геофизических, гидродинамических, физико-химических исследований, отражающих динамические изменения в пласте в ходе добычи.

Задачи контроля за разработкой залежей заключаются в следующем:

  • оценка эффективности применяемой системы разработки в целом, а также отдельных технологических мероприятий по регулированию выработки запасов;

  • получение информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

Контроль за разработкой месторождений осуществляется путем проведения различных взаимосвязанных комплексов исследовательских работ:

  • гидродинамических исследований скважин;

  • текущей промысловой информации;

  • геохимических исследований;

  • геофизических исследований и работ в скважинах.

Согласно РД 153-39.0-109-01 на различных этапах разработки месторождений рекомендуются следующие комплексы:

  • минимальный комплекс (входит как обязательный минимальный во все последующие комплексы, может быть типовым или индивидуальным) устанавливается согласно проектам опытно-промышленной разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ;

  • обязательный комплекс определяется научно-исследовательскими институтами и проектными организациями в специальных разделах проектов и технологических схем разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ, ЦКР и лицензионных соглашений;

  • оптимальный комплекс утверждается нефтегазодобывающими предприятиями недропользователей для различных стадий и этапов разработки согласно проектам разработки, утвержденным ЦКР Минэнерго РФ;

  • специальные исследования определяются организациями недропользователей в соответствии с проектами опытно-промысловых работ и планами НИОКР.

На поздней стадии разработки необходимо усилить контроль за пластовым давлением, расходом закачиваемой воды, продвижением фронта пластовых вод, увеличить объем исследований по определению источников обводнения пластов и по выявлению заколонных перетоков.

Качество и объем исследований скважин должны обеспечить максимальное получение информации, необходимой для решения проблем контроля и регулирования процесса разработки и добычи углеводородов.

В таблице 4.2 и на рисунке 4.4 предсавлен объем исследований действующего фонда скважин на объектев период с 2011 по 2012 гг.

Таблица 4.2

Объем исследований действующего фонда скважин

Годы

Количество исследований

Количество скважин

% от фонда скважин

2007

16

15

71

2008

11

9

41

2009

10

6

27

2010

7

5

23

2011

8

7

32

Всего

52

Рис. 4.4 Объем исследований действующего фонда скважин

Из таблицы и рисунка видно, что охват исследованиями действующего фонда скважин очень низкий, в результате чего не обеспечивается получение необходимого объема информации для контроля и регулирования процесса разработки и добычи углеводородов.

Особое внимание следует уделить замерам пластового давления. Для измерения пластового давления используются струйные аппараты (например, УЭОС-4), достоинство которых заключается в том, что они позволяют выполнять гидродинамические исследования в условиях более высоких депрессий на пласт. Наиболее существенной функциональной частью струйного аппарата является эжектор, позволяющий управлять как величиной депрессии на пласт, так и дебитом. Такой способ используется на промысле.

Для малодебитных скважин и исследований в промытой зоне в технологию исследований включается, кроме цикла с технологическим расходом, дополнительный цикл с закачкой при уменьшенном расходе.

Текущий коэффициент нефтенасыщения и коэффициент динамической пористости может быть определен по исследованиям акустическим каротажем с обработкой результатов по системе «Камертон».

В нагнетательных и добывающих скважинах для регистрации кривых ГДИС во времени применяются автономные и дистанционно работающие забойные датчики давления, температуры, расхода, состава, позволяющие получать непрерывно информацию о параметрах работы пласта.

С целью осуществления контроля за разработкой строят карты изобар, текущих и накопленных отборов, проводят исследования скважин и пластов.

На рис. 4.5 приведена карта текущих отборов (текущей эксплуатации) бобриковской залежи Чураковского месторождения.

Анализируя эту карту, можно сделать вывод, что максимальные отборы нефти имеют место из северной части Чураковского поднятия (скв. №№ 115, 339, 332, 334 и 350), центральной части (скв. № 12). Это может быть объяснено высокими значениями коллекторских свойств пласта в этой зоне и хорошим энергетическим состоянием. Минимальные дебиты нефти характерны для скважин, находящихся в южной части залежи. Это может быть вызвано отсутствием нагнетательных скважин в этой части и (или) низкими коллекторскими свойствами.

Максимально обводненыскв. №№340 и 341 (обводненность более 95%) находящиеся вблизи контура нефтеносности, в северной части залежи, причем скв. № 341 обводнена водой с высокой плотностью (более 1185 кг/м3). Также высокая обводненность характерная для скважин, находящихся вблизи очагов нагнетания (нагнетательные скважины №№ 330 и 338 с высокой приемистостью) в северной части залежи: скв. №№ 339, 340, 331, 332 и в центральной ее части: добывающие скважина №№ 8, 84, 301, находящиеся в районе действия нагнетательной скважин № 93.

На рис. 4.6 приведена карта накопленных отборов. Из ее анализа следует, что максимальное количество нефти отобрано из центральной и северной частей поднятия. Наибольшее количество воды добыто скважинами, находящимися вблизи очагов нагнетания.

Рис. 4.5 Карта текущих отборов залежи Бб Чураковского месторождения

Рис. 4.6 Карта накопленных отборов залежи Бб Чураковского месторождения

studfiles.net

ОЦЕНКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ МЕСТОРОЖДЕНИИ ДУНГА

EVALUATION OF THE RESERVOIR PRESSURE IN THE PRODUCTIVE HORIZONS OF DUNGA FIELD

Karlygash Bissembayeva

сandidate of Technical Sciences, associate professor, Caspian State University of Technologies and Engineering of Sh. Esenov,

Kazakhstan, Aktau

Leila Kossanova

undergraduate, Caspian State University of Technologies and Engineering of Sh. Esenov,

Kazakhstan, Aktau

 

АННОТАЦИЯ

В статье делается анализ энергетическому состоянию месторождении Дунга по аптским и валанжинским нефтяным залежам. Приводятся динамики пластового давления, полученные в ходе разработки методом ППД. Указывается, что причина уменьшения пластового давления связано с нереализованными мероприятиями по организации системы ППД. Для эффективного контроля за энергетическим состоянием месторождения рекомендуется продолжить гидродинамические исследования.

ABSTRACT

This article performs the analysis to a current reservoir pressure in the Aptian and Valanginian horizons of Dunga field. It provides with the data of reservoir pressure dynamics, which were obtained during water injection. It is stated, that the reason of reduction of reservoir pressure is due to unrealized activities for the organization of the pressure maintenance system. For effective control of reservoir pressure it is recommended to continue hydrodynamic researches.

 

Ключевые слова: месторождение; разработка; скважина; залежь; горизонт; аптский горизонт; валанжинский горизонт; пласт; нефть газ; вода; пластовое давление; ППД.

Keywords: field; development; well; deposit; horizon; Aptian horizon; Valanginian horizon; layer; oil gas; water; reservoir pressure; pressure maintenance.

 

Энергетическое состояние залежи – главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа.

Месторождение Дунга расположено в степной равнинной части Южного Мангышлака в непосредственной близости от акватории Каспийского моря и административно входит в состав Тупкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан.

Глубокое поисковое бурение на площади Дунга было начато в феврале 1966 г. В феврале 1969 г. была открыта залежь газа в Ю-I горизонте (в скважине 1), первый промышленный приток нефти из аптского продуктивного горизонта получен в июне 1969 г. в скважине 6 [6, с. 8]

Контроль за энергетическим состоянием нефтяных залежей на месторождении Дунга осуществляют путем ежесуточной отбивки динамического либо статического уровня жидкости. В скважинах ДГА-39, -41Г, -44В -49В -53Г и -54Г пластовое давление также определялось посредством встроенного манометра, в период их эксплуатации ЭЦН.

Кроме того, пластовое давление и температуру замеряют глубинными манометрами во время проведения гидродинамических исследований КВД и КПД [3, c. 15].

Всего за анализируемый период (01.01.13–01.07.14 гг.) было определено 32 значения пластового давления (из них 20 – путем замера статического уровня жидкости по 20-ти добывающим скважинам (19 аптских скважин и одна валанжинская), 10 исследований КВД по 10 добывающим скважинам (9 аптских скважин и одна валанжинская), и 2 исследования КПД по 1 газонагнетательной скважине аптского горизонта).

По аптскому горизонту значения пластового давления были приведены к абсолютной отметке ВНК пласта А – минус 1637 м, выбранной за плоскость приведения.

По валанжинскому горизонту значения пластового давления были приведены к абсолютной отметке ВНК – минус 1800 м.

Начальное пластовое давление по нефтяной залежи аптского продуктивного горизонта было принято на уровне 17,09 МПа. Давление насыщение газом составило – 6,2 МПа.

Разработка аптского горизонта велась с применением ППД. Динамика пластового давления в аптской залежи за весь период разработки приведена на рисунке 1. При построении были использованы все имеющиеся значения пластового давления, как по добывающим скважинам, так и по нагнетательным по состоянию на 01.07.2014 г.

Из рисунка 1 видно, что в целом по аптской нефтяной залежи за весь период разработки пластовое давление уменьшается. Так, если в 2009 г. оно составляло в среднем 14 МПа (диапазон изменения 11–18 МПа), в 2010 г. оно составляло в среднем 12 МПа, то в 2011 – I полугодии 2012 гг. наблюдается его дальнейшее снижение – в среднем пластовое давление составляло уже около 10 МПа при большом диапазоне изменения: 6–15 МПа. По состоянию на 01.01.2013 г., относительно начального, пластовое давление в зонах отбора уменьшилось на 7 МПа.

Общее уменьшение пластового давления по залежи аптского горизонта за период разработки влияло также на зоны закачки – пластовое давление, определенное по нагнетательным скважинам также уменьшается. Так, например, по газонагнетательной скважине ДГА-45В пластовое давление уменьшилось с 17,73 МПа до 12,9 МПа.

По водонагнетательной скважине ДГА-46В пластовое давление также наблюдается снижение пластового давления с 17,7 МПа до11,16 МПа.

 

Рисунок 1. Месторождение Дунга. Аптский горизонт. Динамика пластового давления во времени

 

Уменьшение пластового давления связано с нереализованными мероприятиями по организации системы ППД [1, с. 112].

По валанжинской нефтяной залежи начальное пластовое давление определено на уровне 19,27 МПа. Давление насыщения – 5,4 МПа.

На рисунке 2 приведена динамика пластового давления во времени, построенная по всем имеющимся результатам замеров пластового давления валанжинской залежи, как в период пробной эксплуатации, так и в период разработки данной залежи.

Разработка валанжинской залежи велась с 2014 г. на естественном водонапорном режиме посредством единственной скважины ДКГ-1Г. Остановка скважины ДГК-1Г для регистрации КВД была проведена в июле 2013 г., пластовое давление после 70 суток простоя (это было максимальное время остановки скважины на КВД) восстановилось до 15,8 МПа, его снижение, таким образом, относительно начального составило 3,47 МПа. В октябре 2013 г. значение пластового давления уменьшилось до 14,6 МПа, что меньше начального на 4,67 МПа.

Разница между текущим пластовым давлением и давлением насыщения составила 9,2 МПа, что позволяет вести разработку без осложнений, связанных с разгазированием нефти в пласте.

 

Рисунок 2. Месторождение Дунга. Валанжинский горизонт. Динамика пластового давления во времени

 

Для эффективного контроля за энергетическим состоянием месторождения рекомендуется продолжить гидродинамические исследования, согласно УТС (Утвержденная технологическая схема) и в соответствие с требованиями на ГДИС НТД.

 

Список литературы:

  1. Елеманов Б.Д., Герштанский О.С. Осложнения при добыче нефти // Наука 2007 г. – 420 с.
  2. Закон Республики Казахстан «О недрах и недропользовании» // от 24 июня 2010 года № 291-IV. – 126 c.
  3. Инструкция по комплексному исследованию пластовых нефтей непосредственно на промыслах // ГОСТ 39-112-80. «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». – 225 c.
  4. Методические указания по проведению проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений // РД 39-0147035-207-86. – 105 с.
  5. Руководство по применению геолого-геофизических, гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных и газовых месторождений РК // РД 39-4-699-82. 1984. – 206 с.
  6. Технологическая схема разработки месторождения Дунга // АО «НИПИнефтегаз», 2007 г. (Протокол ЦКР РК № 44 от 13.06.2007 г.). – 372 с.

sibac.info

Управление энергетическим состоянием залежи нефти

ПО ТРИ ВОПРОСА НА ВАРИАНТ (контрольная)1. Инновационные системы разработки нефтяных и газовых месторождений;2. Структура проектных документов, регламентирующих разработку и эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений при управляемом воздействии на пласт;3. Области использования и особенности применения техники и технологии гибких насосно-компрессорных труб;4. Циклическое заводнение;5. Особенности применения гидравлического разрыва пласта в качестве метода увеличения нефтеотдачи пластов;6. Применение боковых стволов для интенсификации притока жидкости к скважинам и для увеличения нефтеотдачи;7. Дилатационно-волновое воздействие на продуктивные пласты при интенсификации добычи нефти;8. Управляемое вибросейсмическое воздействие на нефтяные залежи;9. Тепловое воздействие на пласт методом создания внутрипластового фронта горения. 10. Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта 11. Теоретические основы управляемого воздействия на пласт в целом и на призабойную зону скважин 12. Классификация методов и способов управления процессом выработки запасов с учетом энергетического состояния продуктивных пластов 13. Выбор метода управляемого воздействия на пласт на основе энергетического потенциала залежи 14. Проектирование и регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений с применением управляемого воздействия на пласт 15. Классификация и характеристика систем разработки нефтяных и газовых месторождений при искусственном воздействии на пласт 16. Основные технологические показатели разработки месторождения при воздействии на пласт17. Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы18. Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения Прогнозирование показателей разработки месторождения и оценка эффективности использования пластовой энергии при упругом режиме в законтурной области пласта.19. Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме20. Расчет технологических показателей разработки залежи в условиях естественного водонапорного режима21. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.22. Расчет технологических показателей разработки нефтяных залежей для семиточечной схем с применением управляемого воздействия на пласт23. Расчет технологических показателей разработки нефтяных залежей при площадном заводнении (две системы разработки)24. Цели искусственного воздействия на пласт. Коэффициент охвата пласта воздействием. Коэффициент вытеснения. Управляемые параметры при искусственном воздействии на пласт.25. Классификация методов и способов управления процессом выработки запасов, основанная на анализе управляемых параметров. Классификация методов и способов управления процессом выработки запасов, основанная на анализе энергетических ресурсов залежи

Для зачета (по три вопроса на вариант)инновационные системы разработки нефтяных и газовых месторождений·;структура проектных документов, регламентирующих разработку и эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений при управляемом воздействии на пласт;области использования и особенности применения техники и технологии гибких насосно-компрессорных труб;циклическое заводнение;особенности применения гидравлического разрыва пласта в качестве метода увеличения нефтеотдачи пластов;применение боковых стволов для интенсификации притока жи

filesclub.net

4.4 Анализ энергетического состояния объекта разработки

Начальное пластовое давление в залежи определено по результатам гидродинамических исследований скв. № 136 и на отметку ВНК составило 16,67 МПа. Пластовая температура равна 25,7°С. Давление насыщения нефти газом – 11,7МПа.

На рисунке 4.2 представлена динамика приведенного пластового давления, отборов жидкости и закачки агента на объекте разработки.

В начальный период эксплуатации практически все скважины введены в эксплуатацию с пластовым давлением, близким к начальному значению. В процессе работы скважин пластовое давление снижается, и к началу закачки его величина составляла 15,77 МПа. С вводом системы ППД (1979 г.) величина пластового давления установилась в пределах 16-16,4 МПа. В процессе разработки залежи величина и темпы изменения пластового давления зависят

Рис. 4.2 Динамика приведенного пластового давления, отборов жидкости и закачки

от месторасположения скважин, времени ввода в работу новых и близости к нагнетательным скважинам.

В период максимальных отборов жидкости и максимальной закачки агента с 1984 по 1987 гг. наблюдается незначительное падение пластового давления и в среднем составляет 13,3 МПа, что на 3,4 МПа ниже начального.

В 1988 году, при достаточно высоком уровне закачки, отмечается наименьшее значение пластового давления 9,51 МПа. Начиная с 1988 закачка снижается, отмечается уменьшение отборов, в результате чего пластовое давление стабилизируется на уровне 14,5 МПа. В период 1992 по 1994 гг. отмечается резкое увеличение закачки агента, в результате чего пластовое давление увеличивается до 16,2 МПа. Однако в период с 2001-2010 гг. в результате снижения уровней закачки воды и увеличением отборов жидкости, прослеживается снижение пластового давления до 14,6-11,2 МПа.

Таким образом, практически во всех эксплуатационных скважинах отмечается влияние закачки, что позволяет говорить о наличии гидродинамической связи между скважинами. Режим работы залежи – водонапорный при действующей системе ППД.

Для контроля за энергетическим состоянием залежи регулярно строят карты изобар. На рисунке 4.3 представлена карта изобар объекта Бб Чураковского купола. По состоянию на 01.07.11 максимальное пластовое давление составляет 19,2 МПа (скв. № 8), а минимальное пластовое давление составляет 11,8 МПа (скв. № 12). В районе скв. № 8 наблюдается значительно повышенное значение пластового давления, что связано с воздействием нагнетательной скв. № 93. Также повышенное значение пластового давление можно отметить в скв. № 346 (16 МПа). В целом, пластовое давление достаточно равномерно распределено по залежи и его значение выше, чем значение давления насыщения, но гораздо ниже начального пластового давления. Таким образом, с учётом того, что залежь находится на завершающей стадии разработки, можно сказать, что её энергетическое состояние вполне удовлетворительно.

Рис. 4.3 Карта изобар залежи Бб Чураковского месторождения

4.5 Контроль и регулирование разработки залежи

Разработка нефтяного месторождения основывается на взаимодействии таких сложных систем, как пласт, скважины, подземное и наземное оборудование. Управление этим процессом возможно на базе информации, включающей в себя учет и обобщение всех имеющихся данных о процессе, имитационное моделирование и прогнозирование технологических и технико-экономических показателей разработки.

Успех рациональной разработки месторождения обуславливается непрерывным контролем и оперативным регулированием процессов вытеснения. Достоверность прогноза и обоснованность принимаемых решений во многом определяется качеством информации о свойствах пластов и насыщающих флюидов.

Контроль за разработкой нефтяных залежей представляет собой систему промыслово-геофизических, гидродинамических, физико-химических исследований, отражающих динамические изменения в пласте в ходе добычи.

Задачи контроля за разработкой залежей заключаются в следующем:

  • оценка эффективности применяемой системы разработки в целом, а также отдельных технологических мероприятий по регулированию выработки запасов;

  • получение информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

Контроль за разработкой месторождений осуществляется путем проведения различных взаимосвязанных комплексов исследовательских работ:

  • гидродинамических исследований скважин;

  • текущей промысловой информации;

  • геохимических исследований;

  • геофизических исследований и работ в скважинах.

Согласно РД 153-39.0-109-01 на различных этапах разработки месторождений рекомендуются следующие комплексы:

  • минимальный комплекс (входит как обязательный минимальный во все последующие комплексы, может быть типовым или индивидуальным) устанавливается согласно проектам опытно-промышленной разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ;

  • обязательный комплекс определяется научно-исследовательскими институтами и проектными организациями в специальных разделах проектов и технологических схем разработки на базе утвержденных нормативных документов Минэнерго РФ, ЦКР и лицензионных соглашений;

  • оптимальный комплекс утверждается нефтегазодобывающими предприятиями недропользователей для различных стадий и этапов разработки согласно проектам разработки, утвержденным ЦКР Минэнерго РФ;

  • специальные исследования определяются организациями недропользователей в соответствии с проектами опытно-промысловых работ и планами НИОКР.

На поздней стадии разработки необходимо усилить контроль за пластовым давлением, расходом закачиваемой воды, продвижением фронта пластовых вод, увеличить объем исследований по определению источников обводнения пластов и по выявлению заколонных перетоков.

Качество и объем исследований скважин должны обеспечить максимальное получение информации, необходимой для решения проблем контроля и регулирования процесса разработки и добычи углеводородов.

В таблице 4.2 и на рисунке 4.4 предсавлен объем исследований действующего фонда скважин на объектев период с 2011 по 2012 гг.

Таблица 4.2

Объем исследований действующего фонда скважин

Годы

Количество исследований

Количество скважин

% от фонда скважин

2007

16

15

71

2008

11

9

41

2009

10

6

27

2010

7

5

23

2011

8

7

32

Всего

52

Рис. 4.4 Объем исследований действующего фонда скважин

Из таблицы и рисунка видно, что охват исследованиями действующего фонда скважин очень низкий, в результате чего не обеспечивается получение необходимого объема информации для контроля и регулирования процесса разработки и добычи углеводородов.

Особое внимание следует уделить замерам пластового давления. Для измерения пластового давления используются струйные аппараты (например, УЭОС-4), достоинство которых заключается в том, что они позволяют выполнять гидродинамические исследования в условиях более высоких депрессий на пласт. Наиболее существенной функциональной частью струйного аппарата является эжектор, позволяющий управлять как величиной депрессии на пласт, так и дебитом. Такой способ используется на промысле.

Для малодебитных скважин и исследований в промытой зоне в технологию исследований включается, кроме цикла с технологическим расходом, дополнительный цикл с закачкой при уменьшенном расходе.

Текущий коэффициент нефтенасыщения и коэффициент динамической пористости может быть определен по исследованиям акустическим каротажем с обработкой результатов по системе «Камертон».

В нагнетательных и добывающих скважинах для регистрации кривых ГДИС во времени применяются автономные и дистанционно работающие забойные датчики давления, температуры, расхода, состава, позволяющие получать непрерывно информацию о параметрах работы пласта.

С целью осуществления контроля за разработкой строят карты изобар, текущих и накопленных отборов, проводят исследования скважин и пластов.

На рис. 4.5 приведена карта текущих отборов (текущей эксплуатации) бобриковской залежи Чураковского месторождения.

Анализируя эту карту, можно сделать вывод, что максимальные отборы нефти имеют место из северной части Чураковского поднятия (скв. №№ 115, 339, 332, 334 и 350), центральной части (скв. № 12). Это может быть объяснено высокими значениями коллекторских свойств пласта в этой зоне и хорошим энергетическим состоянием. Минимальные дебиты нефти характерны для скважин, находящихся в южной части залежи. Это может быть вызвано отсутствием нагнетательных скважин в этой части и (или) низкими коллекторскими свойствами.

Максимально обводненыскв. №№340 и 341 (обводненность более 95%) находящиеся вблизи контура нефтеносности, в северной части залежи, причем скв. № 341 обводнена водой с высокой плотностью (более 1185 кг/м3). Также высокая обводненность характерная для скважин, находящихся вблизи очагов нагнетания (нагнетательные скважины №№ 330 и 338 с высокой приемистостью) в северной части залежи: скв. №№ 339, 340, 331, 332 и в центральной ее части: добывающие скважина №№ 8, 84, 301, находящиеся в районе действия нагнетательной скважин № 93.

На рис. 4.6 приведена карта накопленных отборов. Из ее анализа следует, что максимальное количество нефти отобрано из центральной и северной частей поднятия. Наибольшее количество воды добыто скважинами, находящимися вблизи очагов нагнетания.

Рис. 4.5 Карта текущих отборов залежи Бб Чураковского месторождения

Рис. 4.6 Карта накопленных отборов залежи Бб Чураковского месторождения

studfiles.net

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.

Различают два вида давления в земной коре - горное и гидростатическое.

Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.

Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).

Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами. Его величину и вектор в каждой точке не поддаются замеру.

Горное давление Ргор – давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно передается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.

    1. Начальное пластовое давление

Пластовое давление — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс — поступление в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина:

Р = hg

где h — высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м;  — плотность жидкости в скважине, кг/м3 g — ускорение свободного падения, м/с2.

Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движения подземных вод, т.е. единым генезисом напора.

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные, различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора. Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

  • залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;

  • залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида — залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

studfiles.net

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НАЧАЛЬНОЕ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Пластовое давление — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов коллекторов. Если вскрыть скважиной водоносный пласт коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Аналогичный процесс — поступление в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт — скважина: Рпл = hρg, где h — высота столба жидкости, уравновешивающего плас товое давление, м; ρ — плотность жидкости в скважине, кг/м 3; g— ускорение свободного падения, м/с2.

При практических расчетах давление определяют в МПа и формулу используют в следующем виде: Рпл = hρ/102. В этой формуле значение ρ принимается в г/см 3. Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называется пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируется расстоянием от устья скважины или значением его абсолютной отметки. Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью. Высоту столба жидкости h в зависимости от решаемой задачи определяют по всем скважинам или как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора — такой столб жидкости h называют пьезометрической высотой, или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой для всех скважин горизонтальной плоскости — этот столб жидкости h 2 = h 1 + z, где z — расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором (рис. 44).

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением Р пл а. ; давление, соответствующее пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением Р пл пр. Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине р, при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот): Р пл пр = Р пл а + zp/102 = (h 1 + z) p/102.

В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин, пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Это можно видеть на примере водонапорной системы, показанной на рис. 45. В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины Н 1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня h: от устья скважины, а также плотность воды рв (она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы): Рпл 1 = [(H 1 – h 1)/102]ρв. В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометричес кой поверхностью (рис. 45, скв. 2), Рпл 2 = Н 2 рв/102.

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 45, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление Р на их герметизированных устьях: Рпл 3 = (Н 3 рв /102) + ру, где ру = h 3ρ‚/102; h 3 — превышение пьезометрического уровня над устьем скважины. Каждая залежь УB имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление. В настоящем разделе освещаются вопросы, связанные с начальным пластовым давлением. Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте коллекторе в природных условиях, т. е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе. Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

РОЛЬ НАЧАЛЬНОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ Начальное пластовое давление залежи во многом определяет природную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, особенности годовой добычи нефти и газа. Начальное пластовое давление в значительной мере определяет природное фазовое состояние УВ в недрах и, следовательно, также обусловливает определение рациональных условий разработки. Значение начального пластового давления залежи необходимо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Указанные параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов УВ. Знание значения начального пластового давления залежей и всех вышележащих пластов коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважин.

Природа пластового давления в залежи в значительной мере предопределяет изменение пластового давления в процессе разработки. По значению начального пластового давления можно прогнозировать закономерности падения пластового давления в залежи при ее разработке, что позволяет обоснованно решать вопросы о целесообразности применения методов искусственного воздействия на пласты и о времени начала воздействия. При составлении первого проектного документа на разработку значение начального пластового давления используют для определения уровней добычи в начальный период разработки залежи.

ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл тек. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т. д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции. Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины.

В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления. Как уже отмечалось приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Рзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбор жидкости из залежи происходит постепенно снижение пластового давления в залежи в целом.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.

present5.com