Контрольная работа по "Геологии"

Упруговодогазонапорный  режим - режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в  залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

Масштабы внедрения в  залежь воды принято оценивать коэффициентом  возмещения, который равен отношению  объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному  из залежи за этот же период. Так, при  внедрении в залежь 0,2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в  пластовых условиях (при пластовом  давлении 10 МПа на поверхности это  составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент  возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую  роль водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к эли-зионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного  режима сопровождается постепенным  обводнением части скважин, в  связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет  высокое пластовое давление) выходят  из эксплуатации. Возникает необходимость  бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности  отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение  воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

Смешанные природные режимы залежей. При рассмотренных природных  режимах залежей с одним преобладающим  видом энергии относительно небольшое  действие оказывают и другие природные  силы. Так, при режимах нефтяных залежей, характеризующихся значительным снижением  пластового давления при разработке (режим растворенного газа, газонапорный), некоторую роль играют упругие силы породы и жидкости в пределах самой  залежи; при газонапорном режиме заметное действие оказывает режим растворенного  газа и т.д.

Вместе с тем в природе  широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ  извлекаются из пластов за счет “равноправного" действия двух или даже трех видов  энергии. Такие природные режимы называют смешанными.

В газонефтяных залежах природный  режим часто слагается из одновременного действия напора краевых вод и  газовой шапки (залежь бобриковского  горизонта Коробковского месторождения  в Волгоградской области, залежь горизонта IV Анастасиевско-Троицкого  месторождения в Краснодарском  крае и др.).

Упруговодогазонапорный  режим газовых залежей - по существу также смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной  энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод проявляется  после существенного снижения пластового давления.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует  обычно лишь при отборе первых 5-10% извлекаемых  запасов нефти, после чего пластовое  давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает  режим растворенного газа (девонские  залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири .

Изучение природных режимов  залежей. В настоящее время нефтяные залежи разрабатывают с использованием природных видов энергии в основном в тех случаях, когда они обладают водонапорным или достаточно активным упру-говодонапорным режимом, т.е. когда за счет природных сил нефтеотдача может достигать 40 % и более. Малоэффективные природные режимы в самом начале разработки нефтяных залежей преобразуют в более эффективные путем искусственного воздействия на пласт. Поэтому природный режим нефтяных залежей должен устанавливаться уже ко времени составления первого проектного документа на разработку залежи для обоснования системы разработки, в том числе для решения вопроса о необходимости воздействия на пласт и для выбора метода воздействия. К этому времени по нефтяной залежи обычно еще не бывает данных о ее эксплуатации, достаточных для того, чтобы судить о природном режиме. Поэтому вид режима определяют на основе изучения геологических и гидрогеологических особенностей водонапорной системы в целом и геолого-физической характеристики самой залежи.

Изучение водонапорной системы  предусматривает выяснение региональных условий залегания горизонта, характера  природной водонапорной системы (инфильтрационная, эли-зионная) и ее размеров, положения  областей питания и стока, расположения залежи в водонапорной системе относительно области питания, а также факторов, определяющих гидродинамическую связь  различных точек системы (условия  залегания, проницаемость, характер неоднородности пласта, наличие тектонических нарушений  и др.).

По изучаемой залежи должны быть получены данные о ее размерах, степени сообщаемое™ залежи с законтурной областью, о строении и свойствах пласта-коллектора в пределах залежи, фазовом состоянии и свойствах пластовых нефти и газа, термобарических условиях продуктивного пласта.

Введенные ранее в разработку залежи того же горизонта с близкой  геолого-физической характеристикой, для которых природный режим установлен достаточно надежно, могут быть использованы в качестве аналога при определении режима новой залежи. В комплексе перечисленные данные обычно бывают остаточными для определения природного режима новой залежи.

В случаях, когда косвенных  геологических данных оказывается  недостаточно, необходим ввод нефтяной залежи или ее части в непродолжительную  пробную (опытную) эксплуатацию с организацией контроля за изменением пластового давления в самой залежи и в законтурной области, за поведением промыслового газового фактора, обводненностью скважин, их продуктивностью. Особое внимание следует уделять изучению взаимодействия залежи с законтурной областью и активностью последней путем наблюдения за давлением в законтурных (пьезометрических) скважинах. При расположении их на разном удалении от залежи может быть выявлен не только сам факт этого взаимодействия, но и характер общей воронки депрессии в пласте. Для получения нужных сведений в относительно короткий срок отборы нефти из залежи должны быть достаточно высокими, поэтому кроме разведочных скважин для пробной эксплуатации бурят опережающие добывающие скважины (см. главу XI).

Газовые залежи разрабатывают  без искусственного воздействия  на пласт, поэтому промышленная добыча газа может быть начата, когда возможный режим залежи по косвенным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение природного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономерностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природного режима используют данные начального периода разработки залежи.

В этот период устанавливают  характер кривой, отражающей зависимость (pUA/Z) - ZQ. Учитывая, что прямолинейную  зависимость не всегда можно однозначно истолковать в пользу газового режима, необходимо одновременно обеспечивать получение дополнительных данных. Так, следует организовать контроль за поведением ГВК с помощью геофизических методов и путем наблюдения за обводнением скважины. Обязателен контроль за поведением давления в пьезометрических скважинах, вскрывших водоносную часть пласта за контуром нефтеносности и под ГВК. Неизменность пластового давления в этих скважинах указывает на то, что значительные отборы газа из залежи не оказывают влияния на водонапорную систему и что залежи свойствен газовый режим. Снижение давления в пьезометрических скважинах, наоборот, свидетельствует о наличии гидродинамической связи с законтурной областью и о внедрении воды в залежь, т.е. об упруговодогазонапорном режиме последней.

§ 3. КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА

Исходя из физических условий  содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических  и технических возможностей (достигаемой  степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой  системе разработки) и из экономических  ограничений плотности сетки  скважин, предельного дебита и обводненности  продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов

молено извлечь только какую-то часть содержащихся в них  запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может  быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических  средств, при выполнении оптимальных  экономических показателей и  соблюдении требований охраны недр и  окружающей среды) определяется: для  нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент  извлечения нефти может быть выражен  как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность - QH3BA, к  балансовым запасам нефти залежи 06ад:

КИН = 0извд/0бад.

Коэффициент извлечения за все  время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки —  текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;

покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод  важен потому, что он наиболее полно  раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов - вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв) и заводнения (Кзав):

КИН = КвшКохвКзав.

Коэффициент вытеснения —  это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который  проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения КВЪ1Т, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием модельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной выборке керна, принятого для эксперимента, получают значение Квыт, характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата Кохв - это  отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного  процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент  характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распространения  коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или  на основании аналогии с подобными  залежами нефти.

Коэффициент заводнения Кзш  характеризует потери нефти в  объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим  соображениям при обводненности  продукции скважин менее 100 %. Он зависит  от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей  нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета  Кзав не создано. Обычно он оценивается  либо по эмпирическим формулам, учитывающим  влияющие

на него параметры, либо принимается  экспертно. Расчет КИН, выполненный  покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет третий способ - геолого-математическое моделирование  процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих  современных ЭВМ.