Контрольная работа по "Геологии"

достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, - до 8-10% в год  и более от начальных извлекаемых  запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85 — 90 % извлекаемых запасов нефти;

извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти  попутной воды, в результате чего к  концу разработки отношение накопленных  отборов воды и нефти (водонеф-тяной фактор - ВНФ) может достигать 0,5-1.

При водонапорном режиме достигается  наиболее высокий коэффициент извлечения нефти - до 0,6-0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять  ее из пустот породы-коллектора, а также  сочетанием исключительно благоприятных  геолого-физических условий, в которых  действует рассматриваемый режим. Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.

Упруговодонапорный режим - режим, при котором нефть вытесняется  из пласта под действием напора краевой  воды, но в отличие от водонапорного  режима основным источником энергии  при этом служит упругость пород-коллекторов  и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью  компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает  большую область водоносной части  пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости  воды и породы незначительны, однако при больших размерах области  сниженного давления, во много раз  превышающих размеры залежи, упругие  силы пласта служат источником значительной энергии.

Объем нефти АVН, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на Ар*, можно выразить формулой

аVн = av; + av;' = VHApyH + VBApyB, (vii.ii)

где AVjJ, AVH" — объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих  сил самой залежи и водоносной области пласта; Vн, VB - объемы нефтеносной  и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей пласта; Рд, Р* — коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях (0* = kн$ж + Рс, где kн -средний коэффициент пористости; |3Ж, Рс - коэффициенты объемной упругости жидкости и породы).

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим  может проявляться в различных  геологических условиях. Им могут обладать залежи ин-фильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой. Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного  режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами  залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Перфорация нефтенасыщенной  части пласта выполняется, как и  при водонапорном режиме.

Процесс вытеснения нефти  водой из пласта аналогичен водонапорному  режиму (см. рис. 52, а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неиз-влекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 53) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит  в том, что на протяжении всего  периода разработки промысловый  газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения. Отличия  заключаются в следующем: при  упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется (см. рис. 53), в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 54 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.

Зависимость, представленная прямой линией 3, указывает на то, что  добыча жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной  области (залежь лито-логического типа или запечатанная). Такой режим залежей в практике называют упругим.

При элизионном характере  водонапорной системы, когда залежь обладает СГПД, упруговодонапорный режим, соответствует кривой 2. При высокой продуктивности залежей режим может обеспечивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки.

Темп добычи нефти при  упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5-7% в  год от НИЗ (см. рис. 53). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонеф-тяного фактора к концу разработки может достигнуть 2-3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0,5 — 0,55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Малгобек-Вознесенского и других месторождений Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

Газонапорный режим - это  режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется  из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В  результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее  перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим в чистом виде может  действовать в залежах, не имеющих  гидродинамической связи с законтурной  областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2-ЗМПа-с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в  связи с опусканием ГНК. Размер площади  нефтеносности остается постоянным (рис. 55, а).

С целью предотвращения преждевременных  прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть  нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают  от ГНК.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое  давление постоянно снижается (рис. 55, б). Темпы его снижения зависят  от соотношения объемов газовой  и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой  добычи нефти в процентах от НИЗ во II стадии могут быть довольно высокими — примерно такими же, как и при водонапорном режиме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают, исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает около 0,4. Поэтому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном. Сравнительно невысокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием конусов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды. В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах Краснодарского края и в других районах.

Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при  котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ  выделяется из 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, при отсутствии газовой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтена-сыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную  толщину пласта.

Динамика годовых показателей  разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности (рис. 56). Пластовое давление интенсивно снижается  на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между  значениями давления насыщения и  текущим пластовым давлением  со временем нарастает. Промысловый  газовый фактор некоторое время  остается постоянным. Затем с увеличением  количества выделяющегося газа фазовая  проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора - до нескольких кубометров на 1 м3. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4 —5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

 Для режима характерно  образование возле каждой скважины  узких воронок депрессии, что  вызывает необходимость размещения  добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением  нефти водой. Конечный коэффициент  извлечения нефти не превышает  0,2-0,3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения — 0,1-0,15.

Рассматриваемый режим отмечался  на целом ряде залежей Северного  Кавказа, Сахалина и др.

Гравитационный режим  — это режим, при котором нефть  перемещается в пласте к скважинам  под действием силы тяжести самой  нефти. Этот вид энергии может  действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может  быть природным, но чаще проявляется  после завершения действия режима растворенного  газа, т.е. после дегазации нефти  и снижения пластового давления. Его  проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает  в пониженные части залежи. Дебит  скважин в целом низок и  возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения”  пласта. По той же причине сокращается  объем залежи. Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рис. 57, 6. Нефть отбирается очень  низкими темпами - менее 2 — 1 % в год  от начальных извлекаемых запасов. Силы тяжести в пласте действуют  очень медленно, но за их счет в течение  длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти - с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0,5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мега-паскалей, газосодержание пластовой нефти - единицы кубометров в 1 м3.

Гравитационный режим  в практике разработки месторождений  использовался на Сахалине и в  других районах до перехода к массовому  внедрению искусственного воздействия  на пласты. При прогрессивных системах разработки, когда она завершается  при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически  не проявляется.

Газовые и газоконденсатные залежи. При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к  забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ  в продуктивном пласте. Ее запас  обычно оказывается достаточным  для довольно полнойизалежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически  не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может  происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения  конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи рпл  в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (pUA/Z) - 2Q, где Z -коэффициент сверхсжимаемости газа; — накопленная с

начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на ОД МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8-10% начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9 — 0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.