Контрольная работа по "Геологии"

С этой целью на базе детальных  адресных геолого-промысловых моделей  создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчивость свойств коллекторов по объему залежи. Эти модели представляют собой совокупность нескольких десятков тысяч элементарных ячеек, каждая из которых несет информацию о фильтрационно-емкостных свойствах  продуктивных пластов в объеме залежи. Высокая надежность подобных моделей  достигается также адаптацией их к прошедшему фактическому периоду  эксплуатации залежи, если таковой  уже был.

Затем на базе статических  трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов  фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом  к забоям добывающих скважин, с помощью  ЭВМ создается динамическая модель эксплуатационного объекта, показывающая прогнозное изменение во времени:

насыщенности объема объекта  нефтью и вытесняющим агентом;

пластового давления в  зоне нагнетания агента и отбора нефти;

дебитов скважин и обводненности  добываемой в них продукции.

При желании, на дисплей ЭВМ  можно вывести и зафиксировать  состояние залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных технологических показателей  разработки по годам эксплуатации и  за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН  определяют для нескольких вариантов  системы разработки; он во многом является показателем эффективности проектируемой  системы, которая зависит от того, насколько полна та или иная система  разработки соответствует конкретным геолого-физическим условиям реального  объекта разработки.

Соответственно этому  проектирование разработки представляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэффициента нефтеизвлечения. Как известно, любая  оптимизационная задача сводится к  выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим  положением коэффициент извлечения нефти и все другие показатели разработки обоновываются не менее  чем по трем вариантам разработки, которые различаются способами  воздействия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами  разбу-ривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование  запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепенные. В этом случае обоснованное значение КИН можно назвать технологическим.

Если доминирует экономический  критерий, предусматривающий получение  максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Технологический коэффициент  нефтеизвлечения до перехода к рыночной экономике принимался в качестве единственного конечного.

Достижение этого коэффициента требовало максимального использования  недр и соответственно применения более  дорогих систем разработки, расходования повышенных материальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планового хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться  на экономический КИН. Приоритетно экономический подход, учитывающий современную конъюнктуру на рынке нефти и действующее налоговое законодательство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических  и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных  экономических показателей, при  крайне низкой продуктивности залежи или на завершающей стадии разработки, действующее законодательство допускает  уменьшение обязательных налогов и  платежей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический  КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический  КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного  расхождения с технологическим  коэффициентом нефтеизвлечения.

В заключение следует отметить, что в настоящей главе сведения о запасах углеводородов приведены  в том весьма сокращенном виде, который необходим для последующего изложения вопросов промысловой  геологии нефти и газа.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

МЕТОДОВ И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

§ 1. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ  ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

В нашей стране каждое месторождение  вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской  организацией и предусматривающим  ту систему разработки, которая с  экономических и технологических  позиций наиболее рациональна для  данного месторождения с его  геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения  понимают совокупность технологических  и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и  попутных компонентов из пластов  и управление этим процессом.

В зависимости от количества продуктивных пластов, толщины, типов  и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической  сообщаемое™ и т.д. система разработки месторождения может предусматривать  выделение в его геологическом  разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении  двух или более объектов для каждого  из них обосновывается своя система  разработки. Будучи увязанными между  собой, системы разработки отдельных  эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения  в целом.

Рациональной называют систему  разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов  нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных  экономических показателях.

Рациональная система  разработки должна предусматривать  соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной  энергии залежей, применение при  необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Как отмечено в главе I, вплоть до конца 40-х годов разработка нефтяных месторождений в стране осуществлялась только с использованием природной  энергии залежей. Это было связано  не только с недостаточно высоким  уровнем техники и технологии разработки, но и с отсутствием  объективных предпосылок для  коренного изменения такого подхода  к разработке. Нефтяная промышленность была сосредоточена в основном в  южных районах страны, для которых  характерно многообразие природных  режимов залежей. Многим залежам  вследствие их небольших размеров и  благоприятных геологических условий  свойственны высокоэффективные  природные режимы. В связи с  относительно небольшой глубиной залежей  скважины для их разработки можно  было бурить по плотным сеткам. По требованиям  того времени были приемлемы системы  разработки природных видов энергии.

С середины 40-х годов в  результате открытия новых нефтегазоносных  районов развитие нефтяной промышленности связывается в основном с освоением  с месторождений платформенного типа, которым свойственны большие  размеры площадей нефтеносности, значительные глубины залегания основных продуктивных пластов и в большинстве случаев  малоэффективный природный режим - упруговодона-порный, быстро переходящий в режим растворенного газа. Это послужило стимулом для научно-технического прогресса в области технологии разработки нефтяных месторождений. Ученые и производственники нашей страны обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них воды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х годов. Первоначально он был внедрен на новых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии-Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и других, затем распространен во все нефтедобывающие районы страны на новые месторождения практически любых размеров, а также на уже разрабатываемые месторождения с недостаточно эффективными природными режимами.

Применение заводнения позволило  разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно  меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать  в среднем вдвое нефтеотдачу  по сравнению с разработкой при  малоэффективных природных режимах.

В последние годы более 90 % общего количества годовой добычи нефти в стране приходится на месторождения, раз-рабываемые с применением заводнения.

Методы заводнения нефтяных пластов широко применяется в  странах СНГ (Азербайджан, Туркменистан, Украина и др.), а также в  странах дальнего зарубежья.

Системы разработки с заводнением  обеспечивают наибольший эффект при  разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам  с умеренной неоднородностью  и повышенной проницаемостью. В связи  с большим диапазоном показателей  геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводнении находятся в широких пределах (в основном 0,4-0,6).

Следующим шагом научно-технического прогресса явилось создание способов повышения эффективности систем разработки с заводнением, особенно для таких залежей, по которым ожидаемый коэффициент извлечения нефти недостаточно высок. Проходят опробование, промышленные испытания и внедрение нетрадиционные методы воздействия на нефтяные пласты, основывающиеся на термических и других физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов. Эти методы, обычно довольно сложные и дорогостоящие по сравнению с заводнением, предназначаются для залежей, по которым нефтеотдача пластов при заводнении имеет наименьшие значения или применение заводнения в которых вообще нецелесообразно и невозможно.

Разработка газовых залежей  с учетом высокой эффективности  их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия. В последний период в балансе месторождений и  запасов УВ все большую роль играют газоконденсат-ные месторождения. Теория и практика разработки таких месторождений показывают, что в условиях природных режимов может происходить снижение пластового давления до той критической точки, при которой происходят ретроградные явления в залежи и конденсат выделяется из газа в виде жидкости. Значительная часть жидкого конденсата — ценнейшего углеводородного продукта — при этом выпадает в порах пласта и впоследствии оказывается практически неиз-влекаемой. Поэтому освоение экономически целесообразных систем разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте, — одна из актуальных задач.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое  обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных  объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения  искусственного воздействия на  залежь или целесообразности  разработки объекта с использованием  природной энергии;

3) при необходимости - о  методе воздействия и его оптимальной  разновидности; о соответствующем  взаимном размещении нагнетательных  и добывающих скважин на площади;

4) о плотности сетки  скважин;

5) о градиенте давления  в экплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий  по контролю и регулированию  процесса разработки.

По каждому из названных  пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической  характеристике эксплуатационного  объекта. При этом по одним пунктам  рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических  исследований, по другим — могут  быть предложены три-четыре близкие  рекомендации. На этой основе специалистами  в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические  расчеты нескольких вариантов сисемы разработки. Из них выбирают оптимальный  вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе  разработки. Оптимальный вариант  выбирают на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению  опыта разработки нефтяных месторождений  при вытеснении нефти водой, выполненные  в разные годы и в разных масштабах  В.Г. Аванесовым, П.А. Дум-чевым, М.М. Ивановой, В.К. Гомзиковым, Р.Х. Мусдимовым, B.C. Ковалевым, Е.И. Семиным, Э.М. Халимовым и другими, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических  показателей разработки оказывает  геолого-промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение соответствующей системы разработки дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные  геолого-промысловые особенности  эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов  систем разработки каждого из них  ба-ризуется на сформированной к началу проектных работ геологической  модели каждой из залежей и месторождения  в целом. Геологическая модель залежи представляет собой комплекс промыслово-геологических  графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости  между различными параметрами, а  также словесное описание особенностей залежи. Среди графических карт и  схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический  разрез месторождения; схемы детальной  корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение залежей; карты  поверхностей коллекторов с нанесением начальных контуров нефтегазоносное™; детальные геологические профили  с отражением условий залегания  нефти и газа; карты распространения  коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщен-ной и  газонасыщенной толщины в целом  по залежи и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схемы обоснования  положения ВНК и ГКВ, карты  распространения коллекторов разных типов, карты температуры, карты  коэффициента светопоглощения, карты  проницаемости и др.).