Контрольная работа по "Геологии"

Цифровыми данными характеризуются  пустотность, проницаемость, начальная  нефте(газо)насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо)на-сыщенная толщина; толщина проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекту в целом и по его частям. К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; микро- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.); термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается. К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся: балансовые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи-чисто нефтяной, водонеф-тяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной.

В числе кривых, характеризующих  зависимости между параметрами, используются кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристика фазовых  проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической  модели залежи описывается ее природный  режим, и на основе всех названных  выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие геологическое обоснование  системы разработки и влияющие на ожидаемые показатели разработки.

§ 2. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ  ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

При использовании природных  видов энергии разрабатывают  залежи нефти с эффективными природными режимами, для которых искусственное  воздействие не требуется, а также  некоторые залежи с особыми геологическими условиями, при которых методы воздействия  не могут принести необходимых результатов или не могут быть освоены. К числу нефтяных залежей с эффективными природными режимами относят залежи с водонапорным и активным упруговодонапорным режимами. Последний называют активным в случае, когда ресурсы его энергии достаточны для отбора из недр извлекаемых запасов нефти достаточно высокими темпами без снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых  вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным  водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с  расположением их в основном в  чисто нефтяной части залежи замкнутыми (J1 кольцевыми”) рядами, параллельными  внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный  порядок расположения скважин (рис. 58). Для продления безводного периода  эксплуатации скважин расстояния между  рядами скважин могут устанавливаться  несколько большими, чем между  скважинами в рядах. С этой же целью  в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины  пласта обычно не перфорируют. В скважинах  внутренних рядов нефтенасыщенный  пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин  и их перфорация наилучшим образом  отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор  жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к  скважинам. В процессе разработки происходит “стягивание” контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся  из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, — скважины последующих рядов.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных  вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200-300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии  выделяющегося из нефти газа. Система  применяется при режиме растворенного  газа и предусматривает разбури-вание  эксплуатационного объекта обычно по равномерной (более густой, чем  в рассмотренных выше случаях) сетке  с перфорацией во всех скважинах  всей нефтенасыщенной толщины.

Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой  шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает  использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной  водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают  по равномерной сетке и перфорируют  в них лишь часть нефтенасыщенной  толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований.

Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему  предпочтительнее применять для  залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Результаты проведенных  во ВНИИнефти под руководством А.В. Афанасьевой расчетов влияния воды и газа на процесс извлечения нефти  при разном соотношении объемов  нефтяной и и газовой частей залежи VH/Vr и при равных других условиях приведены в табл. 7.

Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых  вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе XVI.

Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки  успешно применяется при большой  высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости  пласта. Подобная система реализована  при разработке газонефтяных залежей  горизонта IV Анастасиев-ско-Троицкого  месторождения в Краснодарском  крае, боб-риковского горизонта Коробковского  месторождения в Вол-гоградской области и др.

§ 3. ТРАДИЦИОННЫЙ МЕТОД ЗАВОДНЕНИЯ

НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Метод традиционного (обычного) заводнения достаточно эффективен и  обычно применяется для разработ-ки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30-40мПа-с, при проницаемости пластов более (40-50)10-3мкм2.

В последние годы в связи  с вводом в разработку многих менее  продуктивных залежей заводнение проектируют  для залежей с проницаемостью (5-30)0-3 мкм2 и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50-60 мПа-с. При этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия (см. § 4 настоящей главы).

Применение заводнения для  разработки нефтяных и газонефтяных залежей с различными характеристиками привело к необходимости создания разновидностей метода (рис. 60), каждый из которых наиболее целесообразен  в определенных геологических условиях.

Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором вода нагнетается  в скважины, расположенные в водоносной части пласта, на некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Однако уже вскоре было установлено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно  не обеспечивает нужной степени воздействия  на залежи с большой площадью нефтеносности  и на залежи с существенно неод-нородным строением пластов.

Следующим шагом в развитии метода заводнения был переход на ряде залежей к приконтурному  заводнению, когда вода нагнетается  в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.

В начале 50-х годов на Ромашкинском месторождении была применена новая  система разработки с внутриконтурным  заводнением, с разрезанием многопластового  объекта (пласты горизонта Д^ рядами нагнетательных скважин на площади. Это положило начало развитию разновидностей внутри-контурного заводнения, при котором вода нагнетается в пласт через скважины, располагаемые непосредственно на площади нефтяной залежи. Был разработан целый арсенал различных видов внутриконтурного заводнения и определены геолого-промысловые условия, в которых они наиболее применимы (см. рис. 60).

Поскольку метод заводнения еще долгое время будет оставаться основным методом разработки нефтяных залежей, вопросы геологического обоснования  выбора видов заводнения и других технологических решений при  использовании этого метода более  подробно рассмотрены в главе X.

 § 4. НЕТРАДИЦИОННЫЕ  МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ  И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ИХ  ПРИМЕНЕНИЯ

Нетрадиционными методами разработки условно принято называть все  методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) метода заводнения с нагнетанием  в пласты обычной воды. Эти методы необходимы для разработки залежей  нефти, на которых обычное заводнение не может быть проведено вообще, и для залежей, где оно не обеспечивает достаточных коэффициентов извлечения нефти. Таким образом, применение нетрадиционных методов предусматривает увеличение коэффициентов нефтеизвлечения  по сравнению с их значением при  использовании природного режима и  обычного заводнения. Поэтому часто  традиционные методы разработки называют методами увеличения коэффициента извлечения нефти (МУН).

Технология и технические  средства для применения традиционных методов описываются в курсе  “Разработка нефтяных и газовых  месторождений". В настоящем учебнике внимание концентрируется на геологических  критериях применимости методов.

Основное внимание сосредоточено  на методах в их наиболее простом  виде — при нагнетании в пласт  одного из агентов. Эти методы широкого промышленного применения не нашли, но они явились исходными для  создания в последние годы арсенала более эффективных комплексных  методов. Их краткая характеристика дана в конце данного параграфа.

Ниже приведены характеристики методов в простом виде и их возможностей при использовании  в разных геологических условиях.

Простые наиболее освоенные  нетрадиционные методы по видам применяемых  агентов можно объединить в следующие  группы:1

физико-химические методы - методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие  повышение его эффективности  путем добавки к воде различных  химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и др.),

1 В литературе приводится группирование методов и по другим принципам.

 теплофизические методы  — нагнетание в пласты теплоносителей - горячей воды или пара,

термохимические методы —  применение процессов внут-рипластового горения нефти — “сухого”, влажного или сверхвлажного,

методы вытеснения нефти  смешивающимися с ней агентами —  растворителями, углеводородными газами под высоким давлением и др.

Каждый из новых методов  может быть успешно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении  того или иного метода важно выбрать  соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в  промысловых условиях показывает, что  оценка их эффективности по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. В связи  с этим при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого промыслового испытания методов в различных  геолого-промысловых условиях.

Поэтому приводимые ниже рекомендации по применению различных новых методов  следует принимать в качестве предварительных.

Выявлены некоторые общие  для известных сегодня методов  повышения нефтеизвлечения геологические  факторы, при которых их эффективность  резко снижается вследствие бесполезного расходования значительной части вытесняющих  агентов в непродуктивных частях объемов залежей: низкая нефтенасыщенность, интенсивная трещиноватость коллекторов, высокая глинистость коллекторов  и др.

При обосновании применения нетрадиционных методов следует  учитывать, что многие из них дорогостоящие  и требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования, или плотных сеток скважин. Поэтому  при их проектировании и внедрении  особое внимание следует уделять  вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых  методов основана на нагнетании в  продуктивные пласты в качестве вытесняющего агента водных растворов химических веществ с концентрацией 0,001-0,4% и  более. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10-50% общего объема пустот залежи, которые вытесняют  нефть. Затем оторочку перемещают путем  нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим  агентом. Методы могут применяться  при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью молено существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50-60 мПа-с), когда возможно применение методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов на начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3—10 пунктов. Ниже кратко характеризуются физико-химические методы с добавкой в воде одного из химических веществ.