Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Нижневартовске

КАФЕДРА «НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО»

Контрольная работа

Управление продукции скважин

Выполнил студент гр.ЭДНбс-11(1) Д.С. Бантиков

Проверил: преподаватель Д.М. Сахипов

г. Нижневартовск 2014

Введение

1. Методы увеличения нефтеотдачи пластов с применением силикатно-щелочных растворов (СЩР)

Список используемой литературы

Введение

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объёмы водоизолирующих масс в удалённые зоны на основе использования дешёвых и доступных материалов и химреагентов.

В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

1. Методы увеличения нефтеотдачи пластов с применением силикатно-щелочных растворов (СЩР).

Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть - раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Рис. 1 Применение химических методов для вытеснения нефти

Из осадкообразующих составов широко распространенными в настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС), щелочно-полимерные растворы (ЩПР), аммиачная вода, метилцеллюлоза, основанные на взаимодействии с пластовой водой с образованием нерастворимого осадка.

Для внутрипластового осадкообразования необходимо взаимодействие силикатов щелочного металла с солью двухвалентного металла и едкого натра или кальцинированной соды с поливалентными металлами. Технология основана на применении щелочно-силикатного заводнения в попеременной закачке оторочек раствора силиката щелочного металла и раствора соли двухвалентного металла, разделенных оторочкой пресной воды. В качестве силиката щелочного металла могут использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразующий осадок. Одновременно растворы этих силикатов при концентрации их в растворе около 1% имеют значение рН близкое к 13.

Другая технология предусматривает последовательную закачку оторочек растворов щелочи и трехвалентного железа. В результате взаимодействия щелочи с солями многовалентных катионов при контакте оторочек образуется объемистый малорастворимый осадок гидроокисей многовалентных катионов. Однако управление процессами осадкообразования в пластовых условиях путем закачки щелочей является достаточно сложной задачей.

На месторождениях Западной Сибири щелочное заводнение было одним из первых методов физико-химического воздействия на пласт. Способ воздействия применялся с 1976 г. Заслуживают внимания все результаты, полученные в ходе обширного промыслового эксперимента. Здесь испытаны две модификации нагнетания в пласт слабоконцентрированных растворов щелочи, которые указывают на незначительную эффективность метода. Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в две нагнетательные скважины была закачана оторочка 10%-ного раствора щелочи размером 0,14% от объема пор участка. По отдельным добываемым скважинам через 4--5 мес. отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55--90%, в дальнейшем снизилась до 40--50%. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70--80%. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключения в работу ранее неохваченных заводнением пропластков. В целом по опытному участку за период внедрения получено 58,8 тыс. т нефти при удельной технологической эффективности 53,5 т на тонну закачанного реагента. Аналогичные результаты получены на Толуомском месторождении. Хотя характеристики пласта заметно хуже: большая расчлененность, меньшие проницаемость и продуктивность. Объем закачанной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок на начало эксперимента был обводнен на 40--50%, после закачки раствора щелочи обводненность снизилась до 20-30%.

Дополнительная добыча нефти составила 35,8 тыс. т или 42,4 т на тонну израсходованного реагента. Полученные положительные результаты промыслового эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для средне- и низкопроницаемых пластов небольшой (до 10 м) толщины.

Промысловые испытания метода воздействия для объектов, представленных значительной толщиной пласта, равной 15м и более, таких как Северо-Мартымьинская залежь и Мартымья-Тетеревская залежь, не показали низкую эффективность его применения.

Широко применялся 1%-ный щелочной раствор на четырех месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожанском, Падунском, Опаликинском и Березовском), начиная с 1978 г. Промышленное внедрение осуществлено с 1983 г. на четырех опытных участках с 13 нагнетательными и 72 добывающими скважинами. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.91 г. составила 662,4 тыс. т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку прирост коэффициента нефтеизвлечения достиг 25,4%. На нем создана наибольшая оторочка размером в один объем пор пласта. нефтеотдача раствор щелочь закачка

Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1%-ный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость в известняках, а расход щелочи и количесто осадка увеличиваются при повышении минерализации воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л образуется максимальное количество осадка -- 19 г/л, расход щелочи составляет 2,5 мг/г породы. Нефтевытесняющие свойства растворов щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-4%.

Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами внедрялась в нескольких модификациях. Основная модификация включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, полиакрилами-да). Закачку оторочек повторяют периодически через 1--3 года, в основном, в течение 10--15 лет. Оторочки нефтевытесняющих агентов закачивают в следующей последовательности: сточная минерализованная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти; разделительная оторочка пресной воды; оторочка раствора гидрооксида натрия. Однако рассматриваемая технология направлена лишь на регулирование проницаемости пласта и не может эффективно блокировать избирательно обводненные зоны пласта, что возможно лишь в случае закачки больших объемов оторочки.

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи.

2. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии.

3. Шелепов В.В. Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России Повышение нефтеотдачи пластов.

4. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах.

5. Климов А.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Характеристика геологического строения, коллекторских свойств продуктивных пластов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Оценка эффективности применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи в условиях заводненности пластов.

дипломная работа , добавлен 01.06.2010


Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".

курсовая работа , добавлен 14.04.2011


Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения. Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011


Основные методы увеличения нефтеотдачи. Текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Заводнение как высокопотенциальный метод воздействия на пласты. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. Гидравлический разрыв нефтяного пласта.

презентация , добавлен 15.10.2015


Проблема энергообеспечения мировой экономики за счет использования альтернативных источников топлива взамен традиционных. Практика применения методов увеличения нефтеотдачи в мире. Поиск инновационных решений и технологий извлечения нефти в России.

эссе , добавлен 17.03.2014


Геолого-геофизическая характеристика олигоцена месторождения Белый Тигр. Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой. Состав, функции и свойства физико-химического микробиологического комплекса; механизмы вытеснения нефти.

научная работа , добавлен 27.01.2015


Качество буровых растворов, их функции при бурении скважины. Характеристика химических реагентов для приготовления буровых растворов, особенности их классификации. Использование определенных видов растворов для различных способов бурения, их параметры.

курсовая работа , добавлен 22.05.2012


Составление и применение фотографических растворов. Очистка воды для химико-фотографической обработки фотоматериалов. Проявляющие, останавливающие и фиксирующие растворы. Обесцвечивающие и фиксирующие растворы из отработанных фотографических растворов.

курсовая работа , добавлен 11.10.2010


Совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов в Республике Татарстан. Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения. Анализ динамики работы участка при использовании технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава.

дипломная работа , добавлен 07.06.2017


Значение буровых растворов при бурении скважины. Оборудование для промывки скважин и приготовления растворов, технологический процесс. Расчет эксплуатационной и промежуточной колонн. Гидравлические потери. Экологические проблемы при бурении скважин.

(cкачиваний: 87)

Практическое занятие № 4.
Управление продуктивностью скважин.
Как было показано в предыдущем разделе, управление некоторыми параметрами призабойной зоны скважины (ПЗС) может быть использовано для изменения продуктивности добывающих или нагнетательных скважин. В процессе эксплуатации скважин их производительность, как правило, снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов углеводородов.
Среди многочисленных методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС (см. табл. 4.1) не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них (или их группы) может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЭС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах, могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождению как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи.
Прежде чем перейти к рассмотрению тех или иных методов искусствен-ного воздействия на ПЗС с целью управления продуктивностью скважин, рассмотрим некоторые общие методологические вопросы.

5.1. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОБРАБОТКАМ ПЭС
Системная технология управления продуктивностью скважин изложена в РД-39-0147035, поэтому ниже рассмотрены лишь основные принципы ее промышленного использования.
Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов, а также определяет принципы получения максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Отметим, что под термином «слабодренируемые запасы» понимаются запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин (засорение ПЗС различными твердыми компонентами, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями и т.д.). Слабо дренируемые запасы формируются также в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаем разностях, приводя к невысокому охвату пласта заводнением.
Решение конкретных задач по вовлечению в разработку слабо дренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.
На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.
При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.
Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при его обводнении, - мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.
Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью в первую очередь искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что, позволяет своевременно изменять эти на правления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.
Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закалки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин.
Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:
1. Принцип одновременной обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.
2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.
З. Принцип периодичности обработок ПЗС.
4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.
5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе,
6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.
Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.

5.2. БЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
При значительном количестве скважин на залежи в процессе организации работ по искусственному воздействию на ПЗС возникает задача не только очередности выбора скважин, но и целесообразности таких обработок в каждом конкретном случае. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти в зоне обрабатываемых скважин а также со степенью их взаимовлияния. Целесообразно устанавливать такую очередность обработок, про которой обеспечивается их наибольшая технологическая и экономическая эффек-тивность не столько в каждой конкретной скважине, сколько в целом по участку. В большой степени выбор скважин определяется в остаточной нефтенасыщенности и расстоянием остаточных запасов нефти от забоя добывающих скважин. Методы промысловой геологии н геофизики позволяют оценивать начальную и остаточную нефтенасыщенность коллекторов и строить карты насыщенности. Существенным и важным дополнением к этим данным служат сведения о текущих показателях эксплуатации скважин и данные о нефтенасыщенности зон вблизи конкретных скважин, которые могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин в пластов,
Можно, например, предполагать, что форма кривой восстановления за-бойного давления (КВД) или кривой реагирования обусловлена и остаточ-ной нефтенасыщенностью в дренируемом объеме обводняющейся скважины. Угловые коэффициенты различных участков КВД можно связать и с различной нефтенасыщенностью отдельных объемов общего дренируемого данной скважиной объема.
Зная ретроспективу эксплуатации скважин и характер их обводнения во времени, можно судить также об остаточной нефтенасыщенности. При этом полезной оказывается информация о соотношения извлеченных данной скважиной удельных запасов нефти к начальным удельным запасам ее.
Более достоверные данные о величине остаточной нефтенасыщенности можно получить из результатов гидродинамических исследований скважины, проведенных в безводный период ее эксплуатации и в период обводнения.
Существует ряд методов оценки остаточной нефтенасыщенности коллектора вокруг скважин по результатам наблюдения за их работой и гидродинамическим исследованиям:
- комбинированный метод;
- корреляционный метод;
- по данным обводненности продукции добывающих скважин;
- по данным об относительной пьезопроводности системы (пласта);
- по данным об относительной подвижности водонефтяной смеси.
Рассмотрим вопрос определения текущей нефтенасыщенности зоны дренирования по данным об обводненности продукции добывающих скважин (наиболее простой метод), который может быть использован на поздних стадиях разработки для зон, через которые прошел фронт замещения (вытеснения). При этом предполагается, что в ближайших окрестностях скважины дренируемый объем равномерно насыщен водой и нефтью.
Перепишем выражение (4.37), принимая вв = вН я заменяя фазовые про-ницаемости kН и kв и соответственными значениями относительной фазовой проницаемости:
.
Данной выражение есть не что иное, как функция Баклея-Леверетта f(S):
(5.1)
где f(S) – функция насыщенности пористой среды флюидом (в рассматривае-мом случае – водой Sв).
Таким образом
(5.2)
где μ0 – относительная вязкость нефти μН/ μв.
Если имеются графические зависимости относительных фазовых прони-цаемостей в функции водонасыщенности
(5.3)
легче построить и график по выражению (5.2).
Воспользуемся экспериментальными зависимостями, по-лученными при прокачке модельных водонефтяных смесей при μ0=4,5 через сцементированный песчаник угленосной толщи Арланского месторождения (В.М. Березин), которые представлены на рис. 5.1. Водонасыщенность образца Sв характеризуется долей от объема пор; при этом:
(5.4)
где - нефтенасыщенность.
Фазовая относительная проницаемость по нефти и по воде харак-теризуется отношением фазовой проницаемости по нефти и по воде к проницаемости системы (физической проницаемости) при фильтрации через нее однородного флюида:
(5.5)
Как видно из рис. 5.1, насыщенность связанной водой Sве составляет 0,18. При этом в диапазоне Sв=0 – 0,18 вода остается неподвижной, но нали-чие этой воды в коллекторе приводит к снижению относительной фазовой проницаемости для нефти до 0,6. Таким образом, проницаемость системы, определяемая по результатам исследования скважины в безводный период ее эксплуатации, не является физической проницаемостью, а характеризует начальную проницаемость для нефти (при 8, 8,). Начальная относительная проницаемость системы с’, характеризуется отношением:
(5.6)
которое является одним из основных параметров, используемых при расчетах текущей нефтенасыщенности.

Рис. 5.1. Зависимость относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде от водонасыщенности.
На рис. 5.2 приведена функция Баклея-Леверетга. построенная по выражению (5.2) с использованием относительных фазовых проницаемостей в функции водонасыщенности, представленных на рис. 5.1. Проводя из начала координат касательную к графику функции Баклея- Леверетта (точка А), определяют водонасыщенность Sв и нефтенасыщенность SН. Таким образом, для расчета текущей нефтенасыщенности по этому методу необходимо знать объемную долю воды в продукции (при пластовых условиях!) и иметь зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности.
Наибольшее затруднение при расчетах вызывает выбор кривых относительных фазовых проницаемостей. С этой проблемой приходится сталкиваться при решения многих задач, связанных с фильтрацией многофазных систем. В каждом случае экспериментальное построение

Рис. 5.2. Зависимость функции Баклея-Левератта от водонасыщенности.
зависимостей относительной фазовой проницаемости от насыщенности пор флюидами затруднительно из-за необходимости использовать сложную аппаратуру и иметь высококвалифицированный персонал. Поэтому нахождение более простых и доступных для широкого круга исследователей и инженеров методов построения кривых относительных фазовых проницаемостей является чрезвычайно острой проблемой. Одним из таких методов является использование кривых «капиллярное давление Рk - водонасыщенность Sв», которые сравнительно просто могут быть по лучены методом центрифугирования водонасыщенных кернов или методом полупроницаемых перегородок.
Известно, что кривые Рk - Sв являются представительными зависимо-стями, тесно связанными с фильтрационными свойствами пород, и которые могут быть использованы для построения кривых относительных фазовых проницаемостей для случая фильтрации водонефтяных смесей в терригенных коллекторах (песчаниках).
Зависимости Рk - Sв, могут быть описаны в логарифмических координатах в виде гиперболы:

или (5.7)
где SВО - остаточная водонасыщенность;
SВ- водонасыщенность при капиллярном давлении Р
х - показатель степени гиперболы (структурный коэффициент);
Ро -давление начала вытеснения:
(5.8)
- поверхностное натяжение на границе раздела «нефть - вода»;
Θ- краевой угол смачивания;
rмакс - максимальный радиус пор.
Величина Р0 может быть определена экспериментально методом полу-проницаем перегородок. Показатель степени х, является интегральной характеристикой структуры порового пространства, определяет микростроение порового пространства пород-коллекторов. Поэтому использование показателя степени гиперболы для идентификации свойств пористых сред оказывается приемлемым и целесообразным при построении зависимостей относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по кривым Рk - Sв.
Таким образом, выбор скважин для конкретной обработки призабойной зоны является достаточно сложной проблемой, если мы хртим получить максимальную эффективность от реализации той или иной обработки ПЗС. совершенно очевидно, что технология проектируемой обработки должна быть адекватной состоянию призабойной зоны на момент ее проведения.
Рассмотрим некоторые из методов управления продуктивностью скважин (интенсификации притока и приемистости), приведенных в табл. 4.1.

Поскольку нефть добывается в ЦДНГ то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления т. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

Лекция 1

Тема: интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин для принятия решений по управлению.

Введение

Методы управления — это все виды технологического воздействия на объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на повышение эффективности разработки месторождения.

Управление разработкой нефтегазовых месторождений необходимо для обеспечения соответствия плановых и фактических показателей разработки. Управление разработкой часто называют ”регулирование разработкой”, т.е. необходимо приблизить плановые объемы добычи к фактическим. На производстве существуют 2 основных цеха – цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) и поддержания пластового давления (ППД). Поскольку нефть добывается в ЦДНГ, то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами.

1. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления, т.е. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.
2. Интенсификация – управление продуктивностью скважин (кислотные обработки ПЗС, ГРП, зарезка боковых стволов).

Классификация методов управления

1) Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления.

2) Воздействие на призабойную зону скважин (управление продуктивностью) с целью интенсификации притока (приемистости) - гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, кислотные обработки и т.д.

3) Отключение высокообводненных скважин.

1. Повышение забойного давления нагнетательных скважин;
2. бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов.
3. Перенос фронта нагнетания.
4. Использование очагового заводнения.
5. Применение изоляционных работ.
6. Выравнивание профиля притока или приемистости;
7. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН – увеличение производительности за счет снижения забойного давления.

Выбор скважин для оптимизации их работы – низкая обводненность, высокий коэффициент продуктивности и резерв снижения забойного давления.

При оптимизации работы скважин необходимо оценивать прирост дебита при снижении забойного давления.

Если скважина до оптимизации работает с определенным дебитом по жидкости при соответствующем забойном давлении, т неправильно считать, что при снижении забойного давления ее продуктивность заведомо сохранится и прирост дебита можно определить по значению продуктивности в базовом варианте.

При снижении забойного давления следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

Поэтому необходимо обосновывать модели притока с учетом отклонений от линейного закона Дарси, параметры которых определяются при гидродинамических исследованиях скважин (ГДИС).

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти.
2. Бравичев, Бравичева Палий. Глава 9.

Все аналитические модели притока (в виде конкретных формул) содержат параметры, характеризующие фильтрационно-емкостные и физические свойства системы. Эти свойства определяются в среднем по всему объему дренирования: эквивалентная в объеме дренирования проницаемость, пьезо и гидропроводность. Поэтому формулы притока могут быть использованы для оценки добывных возможностей скважин при обосновании способа эксплуатации с вариантом компоновки оборудования.

При управлении разработкой неоднородного пласта оценка эквивалентных параметров не отражает реальной картины фильтрационных потоков. Поэтому в случае неоднородных объемов дренирования интерпретация результатов ГДИС проводится при их воспроизведении с помощью программных продуктов по гидродинамическому моделированию.

Линейные модели притока, используемые для оценки добывных возможностей скважин в однородном пласте (при оптимизации).

1. Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления (в случае линейной индикаторной линии).

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная S св .). R к – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

2. Необходимо оценить фактический коэффициент продуктивности скважины. Обычно Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах :

1. проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;
2. проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;
3. деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S , который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м 3 /(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м 3 /сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора варианта компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, данный метод управления не является эффективным.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 2 м 3 /(сут·МПа), то снижение забойного давления на 5 атм. приводит к увеличению дебита всего на 1 м 3 /сут.

В этом случае необходимо использовать второй метод управления – управление продуктивностью скважин.

1. Выбор метода управления продуктивностью скважин.

2. Оценка технологических критериев - прироста дебита и т.д.

Решение этой задачи осуществляется при гидродинамическом моделировании процесса разработки.

Например, если в качестве метода управления используется зарезка бокового ствола, гидродинамические расчеты должны быть направлены на обоснование параметров указанной технологии (длина ГС, профиль и т.д.).

По 1 позиции необходимо определиться с размером призабойной зоны скважины.

Например, если призабойная зона скважины составляет 10 и более м, то СКО может быть неэффективна. Так бывает в карбонатных коллекторах, поглощающих глинистый раствор, жидкости освоения, мех. примеси и др.

3. Дополнительные фильтрационные сопротивления возникают вследствие образования вблизи скважины, так называемой, призабойной зоны. Призабойная зона имеет расчетные параметры k пзс и R пзс (рис. 2)

(4)

Формула выводится исходя из неразрывности фильтрующегося потока: приток к призабойной зоне должен быть равен притку к забою.

Естественно между скин-фактором и расчетными параметрами призабойной зоны существует связь

(5)

На практике часто пренебрегают размером призабойной зоны скважины и рассчитывают дебит по формуле (6)

(6)

При этом получают завышенное значение проницаемости призабойной зоны скважины. При обработке результатов гидродинамических исследований по большому числу месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири получен адаптационный коэффициент, позволяющий более адекватно оценить указанный параметр. Адаптационный коэффициент, т.е существуют оптимистический и пессимистический прогнозы.

Методика оценки параметров призабойной зоны скважины по ГДИС.

1. Определяется фактический коэффициент продуктивности скважины с использованием методов математической теории эксперимента (метод наименьших квадратов).

2. Оценивается завышенное значение проницаемости призабойной зоны (ф-ла 6).

3. С помощью адаптационного коэффициента уточняется проницаемость призабойной зоны.

4. Рассчитывается радиус призабойной зоны скважины (ф-ла 4).

5. Рассчитываются скин-фактор и приведенный радиус скважины.

Пример. Пусть при исследовании скважины методом последовательной смены установившихся отборов получена величина коэффициента продуктивности скважины, равная 2 м 3 /(сут·МПа). Необходимые для расчетов исходные данные следующие: проницаемость удаленной зоны (за пределами ПЗС)- 100·10 -15 м 2 ; радиус контура питания скважины 150 м; радиус скважины 0.1 м; вскрытая продуктивная толщина 10 м; объемный коэффициент и динамическая вязкость жидкости соответственно равны 1 и 5·10 -3 Па·с.

Проницаемость пласта, определенная на основе коэффициента продуктивности, равна 13.47·10 -15 м 2 , с учетом необходимости занижения указанного значения для ПЗС - k ПЗС может находится в пределах от 9.62  10 -15 до 11.225  10 -15 . Радиус призабойной зоны, определенный по формуле (4) находится в пределах от 14.83 до 37.97 м.

Таким образом, в качестве метода управления может быть предложена зарезкам бокового ствола, а не СКО.

Следующим этапом является проведение многовариантных гидродинамических расчетов (семинары).

5. При низких депрессиях параметры призабойной зоны и скин-фактор являются параметрами ЛИНЕЙНОЙ модели притока. Эти параметры определяются методами математической теории эксперимента (в данном случае – метод наименьших квадратов).

Метод наименьших квадратов заключается в следующем.

1. Строится вариационный ряд значений исследуемого параметра на основании результатов геолого-геофизических исследований и промыслового опыта.

2. Рассчитывается критерий F для каждого значения исследуемого параметра:

Если предположительное число значений параметра m , то критерий рассчитывается m раз.

Искомый параметр соответствует наименьшему расчетному значению критерия F .

• Расчетное значение дебита может быть получено по формуле притока при конкретном значении искомого параметра. Так, . На основе этих расчетных значений определяется F 1.
• Расчетное значение дебита может быть получено с использование гидродинамической модели объема дренирования при использовании программных продуктов. В этом случае ГДИС воспроизводятся с использование указанных программных продуктов.

В настоящее время при интерпретации ГДИС оценивают эквивалентную проницаемость (гидропроводность, пьезопроводность).

Это оправдано при оценке дебитов скважин.

Для управления разработкой необходимо иметь информацию не об эквивалентной проницаемости, а о неоднородности объема дренирования. Например, знать послойную проницаемость. Поэтому и используются программные продукты по гидродинамическому моделированию.

Если требуется определить осредненные по объему дренирования параметры уравнения притока, в некоторых случаях строится, так называемая, система нормальных уравнений, которая получается при дифференцировании критерия наименьших квадратов по искомому параметру.

Пусть имеется активный эксперимент – Yi (Xi ), i =1,2… n . Требуется определить параметры линейного тренда Y = A + BX по методу наименьших квадратов.

Критерии метода.

Параметры А и В определяются при решении следующей системы уравнений:

или

6. Оценка фактической продуктивности скважины.

В общем случае линейное уравнение притока имеет вид:

Если параметр С значим, то существует начальный градиент давления (С – отрицательное).

Так, имеются результаты ГДИС, требуется определить параметры линейного тренда Y - Q , X -.

PAGE 2

ВВЕДЕНИЕ Основные высокопродуктивные нефтяные месторождения на территории России находятся на завершающих стадиях разработки при высокой обводненности продукции и низких уровнях добычи нефти. Текущая добыча нефти в полной мере не восполняется приростом запасов при проведении геолого-разведочных работ, качество вновь открываемых запасов нефти постоянно снижается . В этой связи проблема поддержания и увеличения продуктивности добывающих скважин становится все 10. 02. 2018 2

ВВЕДЕНИЕ Интенсивность – показатель эффективности работы объекта за определенный промежуток времени. Применительно к нефтедобыче – это дебит скважины. Если под интенсификацией понимать увеличение производительности, то в нефтедобыче это процесс развития производства, основанный на рациональном использовании технических ресурсов и достижений научно-технического прогресса. То есть, интенсификация отбора нефти из добывающей скважины – это увеличение ее производительности за счет геолого-технических мероприятий, совершенствования технических средств эксплуатации, оптимизации технологических режимов работы 10. 02. 2018 3

ВВЕДЕНИЕ Продуктивность нефтедобывающих скважин - один из основных показателей, определяющих эффективность добычи нефти при разработке месторождений, особенно в сложных геологофизических условиях. К сложным геолого-физическим условиям для нефтяных месторождений чаще всего относят: низкую проницаемость продуктивных пластов; повышенную глинистость коллектора; трещинно-поровую структуру коллектора; высокую степень неоднородности продуктивных пластов; высокую обводненность пластов; высокую вязкость пластовых флюидов (нефти); высокую газонасыщенность нефти. 10. 02. 2018 4

ВВЕДЕНИЕ Ухудшение фильтрационных свойств продуктивного пласта связано с уменьшением абсолютной или относительной (фазовой) проницаемости коллектора. Причины уменьшения абсолютной проницаемости: снижение пропускной способности каналов фильтрации при кольматации порового пространства пласта, деформационных процессов, протекающих в коллекторе при снижении пластового давления. Снижение фазовой проницаемости 10. 02. 2018 5

ВВЕДЕНИЕ Одна из основных причин ухудшения фильтрационных характеристик пласта - Снижение пластового давления и давлений на забоях добывающих скважин Помимо этого, при эксплуатации скважин необходима оценка влияния термодинамических условий и геологофизических факторов на их продуктивность. Наблюдение, оценка и прогнозирование продуктивности добывающих скважин необходимы для эффективного управления данным показателем при разработке нефтяных месторождений. 10. 02. 2018 6

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. 1. Нефтяной пласт, залежь, месторождение В процессе образования и миграции в недрах земной коры НЕФТЬ скапливается в природных резервуарах. Природный резервуар – вместилище для нефти, газа или воды в породах-коллекторах, перекрытых плохо проницаемыми породами. Верхнюю часть резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой. Коллектором нефти (газа, воды) является горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др. , заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления. 10. 02. 2018 7

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти (газа) в ловушке природного резервуара называют залежью. Совокупность залежей нефти или газа, связанных одним участком земной поверхности, образует месторождение. Основная часть нефтяных месторождений приурочена к осадочным породам, для которых характерно пластовое (слоистое) строение. Нефтяная залежь может занимать часть объема одного или нескольких пластов, в которых газ, нефть и вода распределяются в соответствии с их плотностью. 10. 02. 2018 8

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Нефтяной пласт включает залежь углеводородов и прилегающую к ней водонасыщенную (водонапорную) область. Залежь, содержащую нефть с растворенным газом, называют нефтяной (рис. 1. 1). 10. 02. 2018 9

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Залежь нефти с газовой шапкой называют газонефтяной (рис. 1. 2). Если газовая шапка имеет большие размеры (объем части пласта с газовой шапкой превышает объем пласта, насыщенный нефтью), месторождение 10. 02. 2018 10

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Насыщенная нефтью часть пласта называется в этом случае нефтяной оторочкой (рис. 1. 3). Поверхность, по которой в пластовых условиях граничат газовой шапки и нефть, называют газонефтяным контактом (ГНК), поверхность разграничения нефти и воды – водо-нефтяным контактом (ВНК). Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта является внешним контуром, с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности (газоносности). 10. 02. 2018 11

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Залежь называют полнопластовой, если углеводороды занимают поровое пространство по всей толщине продуктивного пласта (см. рис. 1. 2). В неполнопластовой залежи углеводороды заполняют пласт не по всей его толщине (см. рис. 1. 3). v. В залежах с краевой (контурной) водой нефть и вода граничат на крыльях пласта (см. рис. 1. 3), vв залежах с подошвенной водой – по всей площади залежи (см. рис. 1. 1 и 1. 2). Нефтяные залежи приурочены, в основном, к коллекторам трех типов – поровым (гранулярным), трещинным и смешанного строения. 10. 02. 2018 12

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН К поровым относятся коллекторы Ø сложенные песчано-алевролитовыми терригенными породами, породами Ø поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Такое же строение порового пространства характерно для известняков и доломитов 10. 02. 2018 13

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В чисто трещинных коллекторах (преимущественно карбонатных) поровое пространство образуется системой трещин. Части коллектора между трещинами - плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых не участвует в процессах фильтрации. На практике чаще встречаются трещинные коллекторы смешанного типа, поровый типа объем которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карстовые полости. 10. 02. 2018 14

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Чаще всего карбонатные пласты являются по своему типу трещинно-поровыми коллекторами. Основная часть нефти в них содержится в порах блоков, перенос жидкости осуществляется по трещинам. Породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа. Около 60 % мировых запасов нефти приурочено к терригенным, 39 % – к карбонатным отложениям, 1 % – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. В связи с разнообразием условий формирования осадков геолого-физические свойства продуктивных пластов 10. 02. 2018 различных месторождений могут изменяться в широких 15

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. 2. Фильтрационно-емкостные свойства горных пород (ФЕС) Свойства горной породы вмещать в себя (обусловлено пористостью) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость или газ называются фильтрационно-емкостными свойствами. Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями: пористостью, проницаемостью, капиллярными свойствами, удельной поверхностью, 16 10. 02. 2018 трещиноватостью.

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Емкостные свойства горной породы определяются ее пористостью. Пористость характеризуется наличием в породе пустот (пор, трещин, каверн), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов. Различают общую, открытую и эффективную пористость. 10. 02. 2018 17

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Общая (абсолютная, полная) пористость определяется наличием в горной породе всех пустот. Коэффициент полной пористости равен отношению объема всех пустот к видимому объему породы. Открытая пористость (пористость насыщения) характеризуется объемом сообщающихся (открытых) пустот, в которые может проникать жидкость или газ. Эффективная пористость определяется той частью объема открытых пор (пустот), который участвует в фильтрации (объем открытых пустот за вычетом объема содержащейся в них связанной воды). 10. 02. 2018 18

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Фильтрационные свойства пород характеризует их проницаемость – способность пропускать через себя жидкости или газы при создании перепада давления. Движение жидкостей или газов в пористой среде называется фильтрацией. По величине поперечного размера поровые каналы (каналы фильтрации) подразделяются: на сверхкапиллярные – диаметром более 0, 5 мм; капиллярные – от 0, 5 до 0, 0002 мм; субкапиллярные – менее 0, 0002 мм. 10. 02. 2018 19

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В сверхкапиллярных каналах жидкость перемещается свободно под действием силы тяжести; в капиллярных каналах движение жидкости затруднено (необходимо преодолеть действие капиллярных сил), газ перемещается достаточно легко; в субкапиллярных каналах жидкость при перепадах давления, которые создаются при разработке месторождений, не перемещается. При эксплуатации нефтяных 10. 02. 2018 20

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, фазовую (эффективную) и относительную. 10. 02. 2018 21

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости) в отсутствие других фаз. Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость породы для одной из жидкостей или для газа при одновременном нахождении в поровом пространстве двух или более фаз. Относительная проницаемость пористой среды определяется как отношение фазовой 10. 02. 2018 22

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН К проницаемым породам относят Ø пески, Ø песчаники, Ø известняки. К непроницаемым или плохо проницаемым – Ø глины, Ø глинистые сланцы, Ø песчаники с глинистой цементацией и т. д. Одно из важных свойств горных пород – их трещиноватость, которая характеризуется Ø густотой, Ø объемной плотностью и Ø раскрытостью трещин. 10. 02. 2018 23

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Густотой называют отношение количества трещин Δn, секущих нормаль их плоскостей, к длине этой нормали Δl: Gт = Δn/Δl. (1) Объемная плотность δт характеризует густоту трещин в какой-либо точке пласта: δт = ΔS/ΔVп, (2) где ΔS – половина площади поверхности всех трещин в элементарном объеме породы ΔVп, м– 1. Объем трещин в элементарном объеме породы ΔVт = ΔS ∙ bт, (3) 10. 02. 2018 24

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Коэффициент трещинной пористости mт отношение объема трещин к объему породы. С учетом формул (2) и (3) mт = bт ∙ δт. (4) Проницаемость трещиноватой породы (без учета проницаемости межтрещинных блоков), мкм 2, когда трещины перпендикулярны поверхности фильтрации, kт = 85 000 ∙ 2∙ bт ∙ mт, (5) где bт – раскрытие трещин, мм; mт – трещинная пористость, доли единицы. 10. 02. 2018 25

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. 3. Неоднородность коллектора Геологическая неоднородность коллектора - изменчивость литолого-физических свойств пород по площади и разрезу. Месторождения углеводородов в основном многопластовые, единый эксплуатационный объект содержит несколько пластов и пропластков, скоррелированных по площади, поэтому геологическую неоднородность изучают по разрезу и по площади. Такой подход позволяет Ø характеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти и газа в недрах и их 10. 02. 2018 26

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В зависимости от целей и задач исследования, стадии изученности месторождения при определении геологической неоднородности пластов широко применяются различные методы, которые с определенной долей условности можно объединить в три группы: а) геолого-геофизические, б) лабораторно-экспериментальные, в) промыслово-гидродинамические. 10. 02. 2018 27

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Геолого-геофизические методы изучения Геолого-геофизические геологической неоднородности пластов это весь комплекс исследований по обработке фактического материала, полученного в процессе бурения скважин, включая скважин обработку данных анализа керна, результаты интерпретации промысловогеофизических исследований скважин. С помощью этих методов производится детальное изучение разреза залежи, расчленение разреза залежи, корреляция разрезов скважин с учетом литологопетрографической характеристики, то же с учетом палеонтологической 10. 02. 2018 28

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Конечным результатом геологогеофизических методов являются геологические профили и литологические карты, отображающие особенности строения продуктивных пластов по разрезу и по площади, выявленные зависимости между отдельными параметрами пластов. 10. 02. 2018 29

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Детальное представление о физических свойствах пород получают при исследовании керна лабораторными методами. При лабораторных исследованиях определяют пористость, проницаемость, гранулометрический состав, карбонатность, водонасыщенность. Однако, прежде чем распространять значения параметров пласта на весь объем залежи или на некоторую его часть, необходимо провести тщательную привязку исследованных образцов керна для выделения в продуктивном разрезе 10. 02. 2018 30

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Промыслово-гидродинамические методы – это методы, позволяющие получить данные, характеризующие гидродинамические свойства пластов. Гидродинамические исследования направлены на изучение коллекторских свойств пласта, гидродинамической характеристики пласта, физических свойств насыщающей коллектор жидкости. Гидродинамическими исследованиями определяют коэффициенты гидропроводности, пьезопроводности, проницаемости, 10. 02. 2018 31

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Эти методы позволяют также оценивать степень однородности пласта, выявлять литологические экраны, устанавливать взаимосвязь пластов по разрезу и скважин по площади, оценивать нефтенасыщенность пород. Неоднородность пластов можно оценивать с помощью показателей, характеризующих особенности геологического строения залежей. 10. 02. 2018 32

, I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Неоднородность пластов можно оценивать с помощью показателей, характеризующих особенности геологического строения залежей. К таким показателям относятся, в первую очередь, коэффициенты расчлененности и песчанистости. Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор: числу скважин, вскрывших коллектор (6) где n 1, n 2 , . . . , nm – число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор. 10. 02. 2018 33

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Коэффициент песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной толщины hэф к общей толщине пласта hобщ, прослеживаемой в разрезе данной скважины: скважины (7) Для пласта в целом коэффициент песчанистости равен отношению суммарной эффективной толщины пласта во всех скважинах к общей суммарной толщине пласта в этих скважинах. Для нефтяных залежей Пермского Прикамья коэффициенты расчлененности и песчанистости изменяются в пределах от 1, 38 до 14, 8 и от 0, 18 до 0, 87 соответственно. (На практике узнать эти 10. 02. 2018 34

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. 4. Состав и свойства пластовых флюидов К пластовым флюидам, насыщающим продуктивные пласты, относят нефть, газ и воду. Нефть - сложная смесь органических соединений, преимущественно углеводородов и их производных. Физико-химические свойства нефтей различных месторождений и даже различных пластов одного месторождения отличаются большим разнообразием. По консистенции различают нефти Ø легкоподвижные, Ø высоковязкие (почти не текучие) или застывающие при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от зеленовато-бурого до черного. 10. 02. 2018 35

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Выделяют элементный, фракционный, групповой составы нефти. Элементный состав. Основными элементами состав нефти являются углерод и водород. В среднем в состав нефти входит 86 % углерода и 13 % водорода. Других элементов (кислород, азот, сера и т. д.) в нефти незначительное количество. Однако они могут существенно влиять на физико-химические 10. 02. 2018 36

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Групповой состав. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов. 1. П а р а ф и н о в ы е у г л е в о д о р о д ы (алканы) – насыщенные (предельные) углеводороды с общей формулой Cn. H 2 n+2. Содержание в нефти – 30– 70 %. Различают алканы нормального (н-алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С 2–С 4 (в виде растворенного газа), жидкие алканы С 5–С 16 (основная масса жидких фракций нефти), твердые алканы С 17–С 53, которые входят в 10. 02. 2018 37

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2. Н а ф т е н о в ы е у г л е в о д о р о д ы (циклоалканы) – насыщенные алициклические углеводороды с общей формулой Cn. H 2 n, Cn. H 2 n– 2 (бициклические) или Cn. H 2 n– 4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти - и шестичленные нафтены. Содержание в нефти – 25– 75 %. Содержание нафтенов растет по мере увеличения молекулярной массы нефти. 3. А р о м а т и ч е с к и е у г л е в о д о р о д ы – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряженные системы. К ним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти – 10– 15 %. 10. 02. 2018 38

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Г е т е р о а т о м н ы е с о е д и н е н и я – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относят: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях 10. 02. 2018 39

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур – 28– 550 °С и выше. При нагреве от 40– 180 °С выкипает авиационный бензин; 40– 205 °С – автомобильный бензин; 200– 300 °С – керосин; 270– 350 °С – лигроин. При более высоких температурах выкипают масляные фракции. По содержанию светлых фракций, выкипающих до 350 °С, нефти подразделяют на нефти типа Т 1 (более 45 %), 10. 02. 2018 40

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Плотность пластовой нефти зависит от ее состава, давления, температуры, количества растворенного в ней газа (рис. 1. 4). 10. 02. 2018 41

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами Наибольшей растворимостью в нефти обладают углекислый газ и углеводородные газы, меньшей растворимостью – азот. При снижении давления из нефти выделяются сначала азот, затем углеводородные газы (сначала сухие, затем жирные) и углекислый газ. 10. 02. 2018 42

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения (Рнас). Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа в залежи, от их состава, пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равно пластовому давлению или быть меньше его: в первом случае нефть полностью насыщена газом, газом во втором – недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым 10. 02. 2018 может колебаться от десятых долей до десятков 43

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Пробы нефти, отобранные с разных участков залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. Это связано с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, свойств породы с влиянием количества и свойств связанной воды и других факторов. воды Растворенный в пластовой нефти азот увеличивает давление насыщения. 10. 02. 2018 44

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 10. 02. 2018 45

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Вязкость – способность жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних слоев вещества относительно других. Динамическая вязкость определяется через закон Ньютона: (8) где А – площадь контакта перемещающихся слоев жидкости (газа), м 2; F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения dv между слоями H; dy – расстояние между движущимися слоями жидкости (газа), м; - коэффициент динамической вязкости (коэффициент 10. 02. 2018 46

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости нефти сепарированной, вследствие большого количества растворенного газа, повышенного давления и зависимости от температуры (рис. 1. 5, 1. 6). Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от сотен м. Па∙с до десятых долей м. Па∙с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. 10. 02. 2018 47

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Кроме динамической вязкости для расчетов используют кинематическую вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с (9) учетом силы тяжести: Где - коэффициент кинематической вязкости, м 2/с; - плотность нефти, кг/м 3. 10. 02. 2018 48

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т. е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Уменьшение объема характеризуется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) : (10) где V – объем, занимаемый нефтью при давлении Р, м 3; V – изменение объема нефти при изменении давления на величину Р, м 3. Коэффициент сжимаемости зависит от: давления, температуры, состава нефти, количества растворенного газа. Нефти, не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости 0, 4 – 0, 7 ГПа-1, а легкие - со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). 10. 02. 2018 49

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С количеством растворенного газа в нефти связан С количеством растворенного газа в нефти объемный коэффициент b (см. рис. 1. 5), характеризующий отношение объемов для единицы массы нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности: поверхности (11) где Vпласт – объем нефти в пластовых условиях, м 3; Vдег – объем нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации, м 3. Используя объемный коэффициент можно определить усадку нефти U, т. е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность, обозначаемую, обычно, буквой U (12) 10. 02. 2018 50

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Нефтяные газы состоят из смеси газообразных углеводородов преимущественно парафинового ряда (метана, этана, пропана, бутана), азота, гелия, аргона, углекислого газа, сероводорода. Содержание азота, сероводорода, углекислого газа может достигать нескольких десятков процентов. Углеводородные газы, в зависимости от состава, давлении, температуры находятся в залежи в различных агрегатных состояниях: Ø газообразном, Ø жидком, Ø в виде газожидкостных смесей. 10. 02. 2018 51

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Если в нефтяной залежи отсутствует газовая шапка, то это означает, что весь газ растворен в нефти. По мере снижения давления при разработке месторождения этот газ (попутный нефтяной газ) будет выделяться из нефти. Плотность смеси газов: (13) где - мольная объемная доля; плотность – i-го компонента, кг/м 3; Относительная плотность газа по воздуху (14) Для нормальных условий возд 1, 293 кг/м 3; для стандартных условий возд 1, 205 кг/м 3. 10. 02. 2018 52

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Если плотность газа задана при атмосферном давлении Р 0 (0, 1013 МПа), то пересчет ее на другое давление (при постоянной температуре) для идеального газа будет (15) Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объемов. Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон (16) Дальтона): где Р – давление смеси газов, Па; рi – парциальное давление i-го компонента в смеси, Па; 10. 02. 2018 53

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН при этом (17) Аддитивность парциальных объемов компонентов газовой смеси выражается законом Амага: (18) Амага или (19) Где V – объем смеси газов, м 3; Vi – объем i-го компонента в смеси, с. Аналитическую зависимость между давлением, температурой и объемом газа называют уравнением состояния Состояние идеального газа при стандартных условиях характеризуется уравнением Менделеева. Клапейрона PV = GRT где P – абсолютное давление, Па; V – объем, м 3; G – количество вещества, моль; R – 10. 02. 2018 универсальная газовая постоянная, Па∙м 3/моль∙град; (20) 54

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Для идеального газа (21) Реальные газы не подчиняются законам идеального газа, и коэффициент сжимаемости z характеризует степень отклонения реальных газов от закона Менделеева – Клапейрона. Отклонение связано с взаимодействием молекул газа, имеющих определенный собственный объем. В практических расчетах можно принимать z 1 при атмосферном давлении. С увеличением давления и температуры значение коэффициента сверхсжимаемости все в большей степени отличается от 1. Величина z зависит от состава газа, давления, температуры 10. 02. 2018 (их критических и приведенных значений) и может быть определена 55

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Критическое давление – давление вещества (или смеси веществ) в его критическом состоянии. При давлении ниже критического система может распадаться на две равновесные фазы – жидкость и пар. При критическом давлении теряется физическое различие между жидкостью и паром, вещество переходит в однофазное состояние. Поэтому критическое давление можно определить как предельное (наивысшее) давление насыщенного пара в условиях сосуществования жидкой фазы и пара. Критическая температура – температура вещества в его критическом состоянии. Для индивидуальных веществ критическая температура определяется как температура, при которой различия в физических свойствах между жидкостью и паром, 10. 02. 2018 56

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН При критических температурах плотности насыщенного пара и жидкости становятся одинаковыми, граница между ними исчезает и теплота парообразования обращается в 0. Зная коэффициент сжимаемости, можно найти объем газа в пластовых условиях: (22) где обозначения с индексом «пл» относятся к пластовым условиям, а с индексом « 0» - к стандартным (поверхностным). 10. 02. 2018 57

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Объемный коэффициент газа используется при пересчете объема газа в стандартных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчете запасов): (23) Динамическая вязкость газа зависит от средней длины пробега и от средней скорости движения молекул: (24) Динамическая вязкость природного газа при стандартных условиях невелика и не превышает 0, 01 – 0, 02 м. Па∙с. Она увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. 58

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется увеличением плотности). Растворимость газов в нефти и воде. От количества Растворимость газов в нефти и воде. растворенного в пластовой нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и др. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. 10. 02. 2018 59

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И, УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри (25) где VГ - объем жидкости – растворителя, м 3; - коэффициент растворимости газа, Па-1; VЖ - количество газа, растворенного при данной температуре, м 3; Р – давление газа над поверхность жидкости, Па. Коэффициент растворимости газа показывает, какое количество газа растворяется в единице объема жидкости при данном давлении: (26) 10. 02. 2018 60

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Природа воды и углеводородов отличается, поэтому углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти. Неуглеводородные соединения нефтяного газа (СО, СО 2, Н 2 S, N 2) растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта сильно газирована (до 5 м 3 СО 2 на 1 т воды). С повышением давления растворимость газа растет, а с повышением температуры – снижается. Растворимость газа зависит также от степени минерализации воды. 10. 02. 2018 61

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН При движении газа по пласту наблюдается так называемый дроссельный эффект – уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается и изменение температуры. Интенсивность изменения температуры Т при изменении давления Р характеризуется уравнением Джоуля-Томсона: (27) где t – коэффициент Джоуля -Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры), К/Па. 10. 02. 2018 62

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физикохимических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей, в основном хлористых (до 80 -90%) от общего содержания солей. Виды пластовых вод: подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); промежуточные (между пропластками); остаточные (вода в нефтенасыщенной или газонасыщенной части коллектора, оставшаяся со времен образования залежи). 10. 02. 2018 63

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, и ее свойства влияют на количество вытесненной нефти. Основные физические свойства пластовых флюидов – плотность и вязкость. Непосредственное влияние на продуктивность скважины оказывает вязкость фильтрующейся жидкости. 10. 02. 2018 64

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Появление воды в продукции нефтедобывающих скважин может привести к образованию водонефтяных эмульсий. Глобулы воды в нефти быстро стабилизируются содержащимися в ней поверхностно-активными соединениями и механическими примесями (частицы глины, песка, продуктов коррозии стали, сульфида железа), а затем дополнительно диспергируются. Образующиеся водо-нефтяные эмульсии характеризуются высокой вязкостью. Наиболее стойкие эмульсии образуются при степени обводненности продукции 35 – 75%. Обводнение нефти в определенных условиях может вызвать более интенсивное образование асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). 10. 02. 2018 65

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. 5. Термодинамические условия Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии, которые могут быть использованы для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей существенно зависят от величины начального пластового давления и динамики его изменения при разработке залежи. Начальное (статическое) пластовое давление Рпл. нач – 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 Ø определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и Ø местоположением залежи в этой системе. 10. 02. 2018 66

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные, различающиеся Ø условиями формирования, Ø особенностями фильтрационных процессов и Ø значениями напора. Залежи углеводородов, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, могут иметь различные по величине значения начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов. В зависимости от степени соответствия начального пластового давления на глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей углеводородов: залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению; соответствующим гидростатическому давлению залежи с начальным пластовым давлением, 10. 02. 2018 67

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение условно, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района, и для рассматриваемых геологических условий является нормальным. В водоносном пласте начальное пластовое давление считается равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота, в каждой его точке, примерно, соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей. В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления превышают значение этого показателя в водоносной части пласта при одинаковых абсолютных отметках залегания пластов. 10. 02. 2018 68

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Величина превышения зависит от Величина превышения зависит степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа, и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК. Разницу между пластовым и гидростатическим давлением на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Ризб. В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления для залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за пределы 0, 008 0, 013 МПа/м. Верхний предел характерен для газовых залежей большой высоты. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением. 10. 02. 2018 69

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН О соответствии пластового давления гидростатическому, т. е. глубине залегания пласта, судят по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи. При вертикальном градиенте более 0, 013 МПа/м пластовое давление считают сверхгидростатическим (СГПД), при градиенте менее 0, 008 МПа/м – меньшим гидростатического. В первом случае имеет место сверхвысокое (СВПД), во втором – сверхнизкое (СНПД) пластовое давление. Наличие в пластах – коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. 10. 02. 2018 70

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В таких системах напор создается за счет выжимания вод из пластов-коллекторов при их уплотнении под влиянием гидростатического давления, геодинамических процессов, в результате цементации пород, теплового расширения воды и др. В элизионной системе областью питания является наиболее погруженная часть пласта-коллектора, из которой вода перемещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки. Этой воде передается часть геостатического давления, поэтому пластовое давление в водонасыщенной части пласта, граничащей с залежью углеводородов, повышается по сравнению с нормальным гидростатическим давлением. С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды повышаются значения СГПД. Это особенно характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в межсолевых и подсолевых 10. 02. 2018 71

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, как и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного пластового давления Пластовое давление меньшее гидростатического (с вертикальным градиентом менее 0, 008 МПа/м), встречается редко. Наличие в пластах-коллекторах пониженных давлений может Наличие в пластах-коллекторах пониженных давлений быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре, например, при увеличении пористости, связанной с выщелачиванием или перекристаллизацией пород. Объем насыщающей пустотное пространство воды может уменьшаться также вследствие снижения температуры пластов 10. 02. 2018 72

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Начальное пластовое давление в залежи, природы и размеры водонапорной системы во многом определяют фазовое состояние углеводородов в недрах, природную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию системы ее разработки, закономерности изменения параметров залежи при ее эксплуатации, уровни и динамику годовой добычи нефти и газа. Значение величины 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 10. 02. 2018 завышены, что приведет к неправильному определению 73

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Знание значения начального пластового давления залежи и всех вышележащих пластов-коллекторов необходимо при обосновании технологии бурения и конструкции скважины, т. е. для обеспечения проходки ствола без поглощений промывочной жидкости, выбросов, обвалов, прихватов труб, повышения степени совершенства вскрытия пластов без снижения продуктивности коллектора по сравнению с его природными характеристиками. Соответствие пластового давления гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи пластовое давление будет снижаться относительно медленно. При составлении первого проектного документа на разработку 10. 02. 2018 74

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Данные о температуре пласта необходимы при изучении свойств пластовых флюидов (нефти, газа и воды), определении режима пласта и динамики движения подземных вод, при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т. п. Измерение температуры в обсаженных или необсаженных трубами скважинах производят максимальным термометром или электротермометром. 10. 02. 2018 75

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Перед измерением скважина должна находиться в покое 20 – 25 суток, для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. В процессе бурения температуру обычно измеряют в скважинах, временно остановленных по техническим причинам. В эксплуатационных скважинах измерение температуры оказывается надежным лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах скважину необходимо остановить 10. 02. 2018 на длительный срок. 76

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Для этой цели используются бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При измерениях в скважинах следует учитывать возможное понижение естественной температуры в связи с проявлениями газа (дроссельным эффектом). Данные измерения температуры используются для определения геотермической ступени и геотермического градиента. Геотермическую ступень – расстояние в метрах при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1°С, определяют по формуле: (28) 10. 02. 2018 77

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН где G – геотермическая ступень, м/°С; H – глубина места измерения температуры, м; h – глубина слоя с постоянной температурой, м; T– температура на глубине Н, °С; t – постоянная температура на глубине h , °С. Для более точной характеристики геотермической ступени необходимо иметь замеры температуры по всему стволу скважины. Такие данные позволяют вычислить величину геотермической ступени в различных интервалах разреза, а также определить геотермический градиент, т. е. прирост температуры в °С при углублении на (29) каждые 100 м. 10. 02. 2018 78

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В зонах затрудненного водообмена величина геотермической ступени в водоносном комплексе зависит от его гипсометрического положения Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени примет пониженное значение. В зонах слабого движения вод, при практическом отсутствии водообмена, геотермическая ступень является 10. 02. 2018 79

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН По карте геоизотерм судят о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, наблюдают за динамикой и направлением движения подземных вод Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных, т. е. антиклинали являются зонами повышенной, а синклинали – пониженной температуры. Для верхних слоев земной коры (10 – 20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и 10. 02. 2018 80

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. 6. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ЗАЛЕЖИ Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах основными силами, перемещающими пласты, являются: напор контурной воды, возникающий под действием ее массы; массы напор контурной воды, созданный упругим расширением породы и воды; давление газа, находящегося в газовой шапке; упругость выделяющегося из нефти растворенного в 81 10. 02. 2018 ней газа; газа

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: 1. водонапорный; 2. упруговодонапорный; 3. газонапорный (режим газовой шапки); 4. растворенного газа; 5. гравитационный. 10. 02. 2018 82

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Природный режим залежи определяется (преимущественно) 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 углеводородов и их свойствами); условиями залегания и свойствами породколлекторов; степенью гидродинамической связи залежи с 83 10. 02. 2018

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании природной энергии при разработке залежи от режима зависят: зависят интенсивность снижения пластового давления; энергетический запас залежи на каждом этапе разработки; поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК); изменение объема залежи по мере отбора 10. 02. 2018 84

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Запас природной энергии и формы ее проявления обуславливают эффективность разработки залежи: залежи темпы годовой добычи нефти (газа); динамику других показателей разработки; возможную степень конечного извлечения запасов из недр. 10. 02. 2018 85

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Режим работы залежи влияет на Режим работы залежи влияет продолжительность эксплуатации скважин различными способами; выбор схемы промыслового обустройства месторождения и т. д. О режиме залежи при ее эксплуатации можно судить по кривым изменения пластового давления и газового фактора всей залежи. 10. 02. 2018 86

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. При водонапорном режиме основной вид энергии – напор краевой воды, которая внедряется в залежь и полностью компенсирует количество жидкости, забираемое из скважины. Объем нефтяной залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК. Чтобы уменьшить отбор попутной воды из пласта, в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют. 10. 02. 2018 87

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Водонапорный режим проявляется в залежах, приуроченных к инфильтрационным водонапорным системам, с хорошей гидродинамической связью залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания, при больших размерах законтурной области. 10. 02. 2018 88

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Чтобы водонапорный режим был эффективен, необходимо иметь существенную разницу между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, причем, поддерживать эту разницу как можно дольше, сохраняя газ в растворенном состоянии. При водонапорном режиме достигается высокий КИН – 0, 6 0, 7. Это происходит благодаря способности воды (особенно минерализованной пластовой) хорошо вымывать нефть и вытеснять ее из 10. 02. 2018 пустот пород-коллекторов + сочетание 89

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2. Упруговодонапорный режим это режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но основным источником энергии при этом служит упругость породколлекторов и насыщающей их жидкости. 10. 02. 2018 90

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. Отбор жидкости не полностью компенсируется водой, внедряющейся в залежь 2. Снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает область водоносной части пласта. 3. Здесь происходит расширение породы и пластовой воды. 4. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако, если область сниженного давления значительна (во много раз превышает размеры залежи), упругие силы пласта создают значительный запас энергии. 10. 02. 2018 91

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Объем нефти, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на Р, можно выразить формулой (30) где, - объемы нефти, полученные за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пласта, соответственно, м 3; Vн, Vв – объемы нефтеносной части пласта и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной части м 3; , - объемная упругость пласта в нефтеносной и водоносной частях (, где m – средний коэффициент пористости, Па-1; ж, п, - коэффициенты объемной упругости жидкости и породы), Па-1. Доля нефти, получаемая за счет упругости нефтеносной области пласта, невелика, поскольку объем залежи (чаще всего) меньше объема водоносной области. 10. 02. 2018 92

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Упруговодонапорный режим обычно проявляется 1. в залежах инфильтрационных водонапорных систем, 2. со слабой гидродинамической связью с областью питания (из-за большой удаленности), 3. пониженной проницаемостью пласта и повышенной вязкостью нефти; 4. в залежах больших размеров при значительных отборах жидкости не возмещаемых полностью пластовой водой, внедряющейся в залежь; 5. в залежах, приуроченных к элизионным водонапорным системам. 10. 02. 2018 93

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Условия существования: залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи; превышение начального пластового давления над давлением насыщения. Условия хуже, чем при водонапорном режиме. КИН – 0, 55. 10. 02. 2018 94

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 3. Газонапорный режим - нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В этом случае при разработке залежи снижается пластовое давление, газовая шапка расширяется, ГНК перемещается вниз. 10. 02. 2018 95

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения чаще всего близко к начальному пластовому, пластовому вскоре после начала разработки пластовое давление становится ниже давления насыщения, насыщения в результате чего начинается выделение из нефти растворенного в ней газа и при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет газовую шапку м. Газонапорный режим в чистом виде возможен в залежах, не имеющих гидродинамической связи с 10. 02. 2018 96

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Причины разобщения залежи и законтурной области: Ø резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи вблизи ВНК; Ø наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: наличие большой газовой шапки с достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; залежи высокая проницаемость пласта по вертикали; вертикали малая вязкость пластовой нефти (2 – 3 м. Па с). 10. 02. 2018 97

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН При разработке залежи, в связи с опусканием ГНК, объем нефтяной части залежи сокращается. Для предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины на определенном расстоянии от ГНК. При разработке в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения зависят от Темпы его снижения зависят соотношения объемов газовой и нефтяной частей залежи, 10. 02. 2018 98

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН КИН при газонапорном режиме 0, 4. Объясняется это неустойчивостью фронта вытеснения (опережающее перемещение газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, пониженной эффективностью вытеснения нефти газом, по сравнению с водой. 10. 02. 2018 99

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Средний газовый фактор по залежи в начальный период разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти значение газового фактора начинает резко возрастать, уровень добычи нефти снижается. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде встречается в Краснодарском 10. 02. 2018 100

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 4. Режим растворенного газа – режим, при котором пластовое давление снижается в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из насыщения раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, 10. 02. 2018 101

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. 10. 02. 2018 102

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Динамика разработки залежи при режиме растворенного газа: пластовое давление неуклонно и интенсивно снижается, разница между давлением насыщения и текущим пластовым со временем увеличивается, газовый фактор сначала постоянен, затем увеличивается и в несколько раз превышает пластовое газосодержание, дегазация пластовой нефти приводит к существенному увеличению ее вязкости, со временем, за счет дегазации пластовой нефти, значительно снижается газовый фактор, за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора в 4 – 5 раз превышает 103 10. 02. 2018

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Характерно образование узких воронок депрессии возле каждой скважины. Размещение добывающих скважин более плотное, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный КИН 0, 2 – 0, 3, а при небольшом газосодержании – 0, 15. 10. 02. 2018 104

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 5. Гравитационный режим – нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Действует, когда другими источниками энергии залежь не обладает или их резерв исчерпан. Проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т. е. после дегазации нефти и снижении пластового давления. Хотя, иногда, может быть природным. Проявлению режима способствует значительная высота нефтенасыщенной части пласта залежи, 10. 02. 2018 105

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Дебит возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Верхняя часть залежи постепенно заполняется выделившимся из нефти газом, объем (нефтяной части) залежи при этом уменьшается, отбор нефти осуществляется очень низкими темпами – до 1% в год от извлекаемых запасов. Пластовое давление при этом режиме обычно составляет десятые доли МПа, газосодержание – единицы кубометров в 1 м 3. При использовании систем разработки с поддержанием пластового давления гравитационный режим практически не 10. 02. 2018 106

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН РЕЗЮМЕ 1. В настоящее время природные режимы используются лишь в том случае, если они обеспечивают нефтеотдачу в 40% и более Обычно это либо водонапорный режим, либо активный упруговодонапорный. 2. Упруговодонапорный режим в чистом виде обычно действует при извлечении первых 5 – 10% извлекаемых запасов нефти, 3. При снижении пластового давления ниже давления насыщения основное значение приобретает режим растворенного газа. 4. Малоэффективные природные режимы, обычно, в самом начале разработки, преобразуют в более 10. 02. 2018 107

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 5. Вид режима необходимо установить на ранних стадиях составления первых документов на разработку для правильного обоснования системы разработки, для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт, для выбора метода воздействия. 6. Вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы в целом и геологофизической характеристики самой залежи. 10. 02. 2018 108

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Изучение водонапорной системы предусматривает: выяснение региональных условий залегания горизонта, характера природной водонапорной системы (инфильтрационная, элизионная) и ее размеров, положения областей питания и стока, расположения залежи в водонапорной системе относительно области питания, факторов, определяющих гидродинамическую связь различных точек системы (условия залегания, проницаемость, характер 10. 02. 2018 109

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН По изучаемой залежи необходимо получить данные: о ее размерах, о степени сообщаемости залежи с законтурной областью, о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи, о фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и газа, о термобарических условиях продуктивного пласта. 10. 02. 2018 110

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 7. Аналогами при определении режима разработки залежи служат ранее введенные в эксплуатацию залежи того же горизонта с близкой геологофизической характеристикой. 8. При отсутствии или недостаточности косвенных данных часть залежи вводится в пробную непродолжительную эксплуатацию (разведочные скважины), во время которой замеряются и контролируются: изменение пластового давления в самой залежи и в законтурной области, поведение газового фактора, обводненность скважин, продуктивность, взаимодействие залежи с законтурной областью и активность последней (наблюдение за давлением в пьезометрических 111 10. 02. 2018

I. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН При расположении пьезометрических скважин на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте. Опережающие добывающие скважины для пробной эксплуатации бурят для получения нужных сведений в относительно короткий срок, т. к. эти скважины могут дать высокие отборы нефти за короткий промежуток времени. 10. 02. 2018 112

Министерство образования и науки Российской Федерации
Филиал Федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего профессионального образования
«Удмуртский Государственный Университет» в городе Воткинске

Контрольная работа
По дисциплине «Управление продуктивностью скважин и
интенсификация добычи нефти»

Выполнил: студент группы З-Вт-131000-42(к)
Лоншаков ПавелСергеевич

Проверил: к.т.н., доцент Борхович С.Ю.

Воткинск 2016

Выбор скважин-кандидатов для обработки призабойных зон.

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженнаянаиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения раствора или егофильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких эмульсий, и снижение фазовой проницаемости скважин. Может быть и не качественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсиявзрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих паровое пространство коллектора.
Интенсивное загрязнение призабойной зоны пластаотмечается и в результате проникновения рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате проникновения подобных процессов возрастают сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость вискусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
В скважинах с загрязненной призабойной зоной наблюдается падение добычи жидкости при сохранении тех же условий эксплуатации, более низкие значения дебита по сравнению с расположенными поблизости скважинами данного месторождения. Выявление таких скважиносуществляется на основе промысловых данных либо в результате расчета. Расчетный метод состоит в следующем: оценивается радиус области дренирования скважины и вычисляется дебит жидкости по формуле Дюпюи; если расчетный дебит значительно выше фактического, то можно предположить, что имеется загрязнение призабойной зоны. Кроме того, ухудшение коллекторских свойств в призабойной зоне может быть выявленопо результатам гидродинамических исследований.
Эффективность применения того или иного метода воздействия на объект разработки определяется геологической характеристикой коллектора, свойствами пластовых флюидов и параметрами, характеризующими состояние разработки. Выбор скважин для ОПЗ по средним характеристикам месторождения не всегда бывает удачным, особенно для продуктивных карбонатныхотложений, характеризующихся послойной и зональной неоднородностью коллекторов, как по строению, так и по свойствам.
К основным геологическим критериям, определяющим успешность применения ОПЗ можно отнести следующие:
a. тип коллектора (трещиноватый, трещиновато-поровый или поровый), определяющий компонентный состав для водоизолирующих композиций (так, например, для...