авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 ||

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ...»

-- [ Страница 3 ] --

1 (v н r ) s m = 0. (5.73) r r t Складывая уравнения (5.72) и (5.73), получаем:

q(t ) v = vн + vв =. (5.74) 2rh Как и в случае прямолинейного вытеснения нефти водой, () вводя функцию f s, определяемую формулой (5.47) (Бакли – Леверетта), и подставляя ее в (5.72) с учетом (5.74), будем иметь одно дифференциальное уравнение для определения водонасыщенности s в виде s q(t ) f (s ) s m+ = 0. (5.75) 2rh r t Так же как и в прямолинейном случае, рассматриваем перемещение со временем в пласте линий s = const. В этом случае s s ds = dr + dt = 0. (5.76) r t Из (5.75) и (5.76) dr q(t ) f (s ) =, о тсюда 2rhm dt mhkr f (s ) = = ;

(5.77) Q вз t Qвз = q(t )dt.

Рассмотрим баланс закачанной в пласт и извлеченной из него воды. Устремляя для простоты радиус скважины к нулю ( rc 0 ), имеем:

rв 2hmsrdr msсв hrв = Qвз.

(5.78) Учитывая, что mhrв 2mhrdr f (s )ds = f (s в ) = ;

, Qвз Qвз и подставляя эти выражения в (5.78), приходим к интегральному соотношению sв f (s )ds = 1 + s св f (s в ), s в точности совпадающему с соответствующим соотношением (5.59) для случая вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта. Можно поэтому утверждать, что и при вытеснении нефти водой из радиального пласта справедливы соотношение (5.60) и все последующие рассуждения, включая формулу (5.61), пригодную для нахождения водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, а также описанный графический метод определения sв.

t rк Время безводной разработки пласта радиусом Qвз = qt, имеем определим из (5.77). Если полагать, что hrk2 m t =. (5.79) q Аналогично, по формулам (5.66) и (5.67) находим текущую обводненность продукции, добываемой из пласта при t t.

Соответственно текущую нефтеотдачу вычислим по формуле (5.70). Таким образом, определяем все важнейшие технологические показатели процесса вытеснения нефти водой.

5.4. РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТОВ СКВАЖИН При решении задач фильтрации неоднородных жидкостей, в частности нефти и воды, наряду с вычислением поля водонасыщенности определяют и поле пластового давления. В случае вытеснения нефти водой из прямолинейного или радиального пласта при использовании модели поршневого вытеснения поле давления вычисляется просто по формулам, приведенным в предыдущем разделе В случае непоршневого вытеснения нефти водой даже из прямолинейного пласта распределение давления в нем устанавливать несколько сложнее. Поэтому рассмотрим последний случай более подробно.



Рис.50. Схема непоршневого вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта:

1 – нефть;

2 – вода Согласно рис.50 и приведенным в предыдущем разделе формулам, имеем следующее выражение для суммарной скорости фильтрации нефти и воды в пласте:

k н k в p v = v н + vв = k µ + µ x.

(5.80) н в f (s ), получаем Отсюда, учитывая выражение для функции µ p bhk kв (s) p bhk q = (vв + vн )bh = kв + в kн = x. (5.81) µв f (s) x µв µн При этом для простоты можем предположить в данном Vвз = qt.

случае, что объем закачанной в пласт воды Поскольку qt qt ;

d, x= dx = bhm bhm после их подстановки в (5.81) имеем () kв (s ) p bhk kв s p b 2 h 2 mk q= =. (5.82) µ в f (s ) x qtµ в f (s ) Учитывая, что d = f (s )ds, получаем из (5.82), заменяя частные производные обыкновенными:

() b 2 h 2 mk k в s dp q= f (s ) f (s ) ds µ в qt или f (s ) f (s ) qµ в t ds = dp. (5.83) b h mk k в (s ) xв x l Согласно рис. 50, в области пласта при движется чистая нефть. Будем считать, что фазовая проницаемость для нефти в этой области равна абсолютной.

Тогда для полного перепада давления p в прямолинейном пласте получим следующее выражение:

( ) qµ н l x в q 2 µ в t sв () s ds ;

p = + bhk b h mk s f (s ) f (s ) (s ) = ;

(5.84) k в (s ) f (s в )qt xв =.

bhm sв Водонасыщенность на фронте вытеснения определяем по методике, приведенной в предыдущем разделе. Интеграл от () функции водонасыщенности s можно вычислить численным путем с использованием ЭВМ. При этом входящую функцию (s ) и вторую производную функции f (s ) можно найти путем численного дифференцирования.

В радиальном случае на основе соответствующих формул предыдущего раздела имеем:

2khr k в (s ) p q=. (5.85) µ в f (s ) r Дифференцируя формулу (5.77), имеем:

2hmrdr f (s )ds =. (5.86) qt Подставляя (5.86) в (5.85) и заменяя частную производную на обыкновенную, получаем:

4 2 mr 2 h 2 k k в (s )dp q= f (s ) f (s )ds qtµ в или qµ в f (s ) f (s ) ds = dp. (5.87) 4kh f (s )k в (s ) полного перепада давления p с между Для скважиной и контуром питания получим следующее выражение:

() () qµ в sв f s f s qµ н rк pc = ds + ln. (5.88) () () 4kh s f s k в s 2kh rв sв rв Величины и определяем по соответствующим формулам предыдущего раздела.

При решении плоских задач вытеснения нефти водой численными методами на ЭВМ поле пластового давления вычисляют одновременно с полем водонасыщенности и нефтенасыщенности.

На практике бывает важно определить перепады забойного давления между нагнетательными и добывающими скважинами не во все периоды, а в определенные моменты разработки, например в начальный ее период, когда в пласте движется одна практически не обводненная нефть, или в некоторые моменты после начала обводнения добываемой из пласта продукции. При таких расчетах можно использовать метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений.

Рассчитаем распределение пластового давления при трехрядной схеме расположения скважин по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений. Для простоты возьмем однородный пласт и допустим, что происходит поршневое вытеснение из него нефти водой.





Рис.51. Схема части полосы трехрядной системы разработки:

1 и 3 – соответственно первый и второй ряд добывающих скважин;

2 – ряд нагнетательных скважин Рассмотрим тот случай, когда процесс заводнения только начался и нефть вытеснена лишь из области rc r rв вокруг нагнетательной скважины радиусом rc (рис.51). Будем считать, что в часть полосы разработки, содержащей три ряда добывающих скважин, заключенных между рядами нагнетательных, закачивается вода с расходом q. Длина рассматриваемой части полосы равна L. Таким образом, если взять правый ряд нагнетательных скважин (рис.51), то влево от него, т.е. в рассматриваемую полосу, будет поступать вода с расходом, равным q 2. Остальная часть воды будет уходить в соседнюю полосу, которая должна находиться справа. Так как режим разработки пласта считается водонапорным, объемный расход воды равен объемному дебиту нефти в пластовых условиях. Дебит первого ряда добывающих скважин рассматриваемой части полосы равен q1, а дебит второго (центрального) ряда скважин q 2. Поскольку в центральный ряд скважин поступает нефть также слева, то имеем следующее.

соотношение баланса жидкости в пласте:

q 2 = q1 + q 2 2. (5.89) Согласно методу эквивалентных фильтрационных rв, сопротивлений, с учетом того, что имеем в соответствии с рис. 51:

rв qµ в ln rc p н pв = ;

2nнkk в h qµ н ln rв pв p н = ;

2nнkk н h qµ н l pн pс1 = ;

2kk н hL q1µ н ln rc pc1 pc1 = 2nc1kkн h ;

qµl pc1 pc 2 = 2 н 12 ;

2kk н hL q2 µ н ln rc pc 2 pc 2 =. (5.90) 2nc 2kk н h nн, nc1 и nc Здесь – число скважин соответственно в нагнетательном, первом и втором рядах. Остальные обозначения указаны на рис.51 или соответствуют принятым ранее. Если сложить первые четыре из соотношений (5.90), то получим следующую формулу:

r µ в ln в µ н ln q1µ н ln rc µ н l rс q rc p н p c1 = + + +. (5.91) 2 kh nн k в k н L 2 nc1 kk н h nн k н Сложим последние три соотношения формул (5.90). В результате получим µ н ln q 1 µ н ln µl rc rc q = 2 н 12 + p c1 p c 2. (5.92) 2 kh k н L 2 n c 1 kk н h n c 2 k н Как известно, при расчетах процессов разработки нефтяных месторождений заданы: 1) дебиты скважин, необходимо найти перепады давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин;

2) перепады давления, необходимо найти дебиты рядов скважин.

В первом случае следует использовать формулы (5.91) и (5.92), во втором – необходимо решать систему из следующих трех линейных алгебраических уравнений:

Aq + Bq1 = pн pc1 ;

Cq 2 Bq1 = pc1 pc 2 ;

q = 2q1 + q2 ;

r µ в ln в µ н ln rв µl rc 1 ;

A= + +н 2 kh n н k в n н k н kнL µ н ln rc B= ;

2 n c 1 kk н h µ н ln µ н l12 rc C= +. (5.93) 2nc 2kk н h 2kk н hL Решая эту систему уравнений, получаем:

(2 A + B )( pc1 pc 2 ) + B( pн pc ) q2 = ;

(5.95) ( A + C )B + 2 AC Cq 2 ( pc1 pc 2 ) q1 =. (5.96) B Аналогичным образом решают соответствующие задачи в случае пятирядной и других схем расположения скважин.

5.5. ОПЫТ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии расположения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1–6 км.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления.

Тем не менее, закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что пластовое давление стабилизировалось.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам:

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5–7% от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20–60·104 м2/скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50–0,55 в сравнительно одно родных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1–5·10 -3 Па·с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках и т. д.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Дальнейшие исследования и опыт разработки показали, что наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин.

Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений:

однорядная, трехрядная и пятирядная.

Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2–2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, и особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, в основном с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и не поршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель соответствует реальному пласту.

Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи согласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбора модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. В последние годы, в связи с ростом вычислительных возможностей ЭВМ, получают большее развитие детерминированные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

Богатый и весьма многообразный опыт применения заводнения позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и сформулировать проблемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоретические исследования и анализ разработки нефтяных месторождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях µ 0 = µ н µ в текущая нефтеотдача снижается. Если, например, за условную конечную нефтеотдачу принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех объемов пор пласта, т. е. объема воды, равного 3Vп, то в среднем при µ0 = 1 5 можно получить конечный коэффициент вытеснения порядка 0,6–0,7 для пород-коллекторов нефти с проницаемостью 0,3 – 1,0 мкм2.

Если же заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 – 50·10 -3 Па·с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35 – 0,4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при µ 0 = 1 5 линия контакта нефть — вода изгибается сравнительно мало (рис.52), но при µ 0 = 20 30 она сильно деформируется (рис. 53). При этом вода, вытесняющая нефть, оставляя позади контакта “нефть – вода” участки обойденной водой нефти, движется языками.

Рис. 52. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при µ н =1– 5·10-3 Па·с:

1 – область, занятая водой и остаточной нефтью;

2 – водонефтяной контакт;

3 – область, занятая нефтью Рис.53. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при µн = 20 – 30·10-3 Па·с:

1–3 – рис. 52;

4 – скопление нефти, оставшееся позади водонефтяного контакта Если µ 0 100, заводнение нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).

Та же самая картина возникает при использовании заводнения для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов, Исходя из сказанного, первая проблема разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.

Исследования и опыт разработки привели к созданию следующих направлений решения этой проблемы:

1) применению для закачки в пласт горячей воды и водяного пара;

2) загущению воды полимерными добавками и другими веществами;

3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Следует отметить, что вода, замещающая в пласте извлекаемую из него нефть, действительно наиболее доступное и целесообразное с экономической точки зрения вещество.

Поэтому новые, более эффективные методы разработки нефтяных месторождений будут, по всей видимости, и впредь базироваться на закачке в пласт воды, хотя сам механизм извлечения нефти из недр будет коренным образом отличаться от соответствующего механизма обычного заводнения.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой, даже при наиболее благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов и малых значениях параметра µ 0.

Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несмешиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения полного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо применив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья, может быть наиболее обширная проблема, возникшая в результате анализа и обобщения опыта разработки заводняемых нефтяных месторождений, – проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположении на нефтеносной площади месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

Выше указывалось, что решение проблемы повышения охвата пластов заводнением существенным образом связано с возможностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.

Указанные проблемы могут быть решены также путем использования вместо обычного заводнения иных методов разработки нефтяных месторождений.

6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 6.1. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА ВВОД В РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений". Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их геолого-промысловой изученности.

Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условий:

• осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, а при необходимости – пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

• балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ (государственной комиссией по запасам) РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн т и газа до 3 млрд м3 осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ-нефть (центральной комиссией по запасам нефти) Роскомнедра;

• утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80% категории С1 и до 20% категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20% устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

• состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения;

• в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

• имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

• составлены рекомендации по разработке мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды и обеспечение безопасности проведения работ;

• утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно- сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения;

• получена лицензия на право пользования недрами.

Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в установленном порядке Центральной комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

Проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются:

• проекты пробной эксплуатации;

• технологические схемы опытно-промышленной разработки;

• технологические схемы разработки;

• проекты разработки;

• уточненные проекты разработки (доразработки);

• анализы разработки.

В случае получения новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут быть составлены промежуточные технологические документы:

• дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к технологическим схемам опытно-промышленной разработки;

• дополнения к технологическим схемам разработки.

Проектные технологические документы на разработку месторождений и дополнения к ним рассматриваются и утверждаются ЦКР (Центральной комиссией по разработке) Минтопэнерго РФ, а также территориальными комиссиями, создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ.

Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

Для месторождений, разведка которых не закончена или при отсутствии в достаточном объеме исходных данных для составления технологической схемы разработки, составляются проекты пробной эксплуатации. Проект пробной эксплуатации месторождения составляется по данным его разведки, полученным в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект пробной эксплуатации должен содержать программу работ и исследований по обоснованию дополнительных данных, необходимых для выбора технологии разработки, подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки.

Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами.

Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытно-промышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю над процессом разработки.

Проекты разработки составляются после завершения бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов. В проектах разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически коэффициента нефтеизвлечения.

Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после добычи основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

При авторском надзоре контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико зкономических показателей принятым в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на достижение проектных показателей.

6.2.ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВЛЕНИЮ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Составление технологических проектных документов на промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений является комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики), компьютерных методов, технологии и техники строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономико географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.

Исходной первичной информацией для составления технологических схем разработки месторождений являются:

данные разведки, подсчет запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.

При составлении проектов разработки дополнительно используются геолого-промысловые данные, полученные в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результаты специальных исследований, данные авторского надзора и анализа разработки.

В проектных документах на разработку обосновываются:

• выделение эксплуатационных объектов;

• системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

• выбор способов и агентов воздействия на пласты;

• порядок ввода объекта в разработку;

• способы и режимы эксплуатации скважин;

• уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

• вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

• вопросы, связанные с особенностями применения физико химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

• выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

• мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

• требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

• требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

• требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

• мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

• комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

• специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;

• объемы и виды работ по доразведке месторождения;

• вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:

• структуру остаточных запасов нефти;

• показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

• данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

В технологических схемах число расчетных вариантов должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах разработки – не менее двух вариантов.

В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период стабильной добычи из условия, чтобы величины максимальной и минимальной добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня.

Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.

Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д.

Число резервных скважин в технологических схемах может составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах – до l0%.

В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их опытно-промышленных испытаний.

Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев:

дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, период окупаемости капитальных вложений, капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.

Если в процессе реализации утвержденного документа резко изменяются представления о геологическом строении, темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие условия, то составляется дополнение к проектному документу. В нем уточняются технологические показатели с учетом изменившихся условий разработки. Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.

При составлении проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений следует руководствоваться:

• законами Российской Федерации ;

• Указами Президента России;

• постановлениями Правительства Российской Федерации;

• Основами законодательства Российской Федерации о недрах, налогового законодательства России и др.;

• правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

6.3. ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В последнее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого технологических моделей (ПДГТМ).

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого технические мероприятия (ГТМ) по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

Адресная постоянно-действующая геолого технологическая модель (ПДГТМ) – это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

• цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

• цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);

• двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

• программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;

• программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений.

Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

• пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

• пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

• пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

• средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

• пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

• пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):

• формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;

• формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;

• построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС (ГИС – геофизические исследования скважин);

• просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;

• дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.

Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ, истории бурения и испытаний скважин. Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.

Под цифровой фильтрационной (гидродинами ческой) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:

• фильтрационные параметры – относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;

• массив данных по скважинам, который содержит – интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ (обработка призабойных зон), РИР (ремонтно-изоляционные работы), ГРП (гидравлический разрыв пласта), результатах испытаний, обустройстве месторождения.

Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Программный комплекс ФМ должен осуществлять:

• численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов;

• анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей;

• выбор мероприятий по регулированию процесса разработки;

• редактирование модели при внесении новых данных.

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

• многопластовый характер эксплуатационных объектов;

• неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость;

• многофазность фильтрационных потоков;

• капиллярные и гравитационные силы;

• порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

• оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;

• оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;

• исследования кернов и проб пластовых флюидов;

• детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;

• уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС (геофизические исследования скважин), исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ (гидродинамические исследования) и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;

• построение схем обоснования флюидных контактов;

• геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;

• палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;

• фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;

• детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;

• интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.

Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:

• повысить эффективность геологоразведочного процесса;

• оперативно управлять текущими запасами;

• на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;

• осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;

• сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;

• проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, c балансовыми запасами свыше 1 млн т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений Центральной и территориальными комиссиями по разработке.

6.4. ИЗМЕРЕНИЕ, РЕГИСТРАЦИЯ И АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ После принятия к реализации проектного документа, определяющего разработку нефтяного месторождения, приступают к разбуриванию месторождения, его обустройству и собственно добыче нефти и газа из месторождения. Начиная с ввода месторождения в разработку до самого окончания этого процесса, не прекращают измерения (исследования) геолого физических свойств месторождения и показателей его разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения, позволяющие не только лучше познавать характеристики месторождения и изучать ход его разработки, но и управлять процессами извлечения нефти из недр.

Основой для изучения свойств месторождения и характера процессов его разработки служат данные количественных гидродинамических и геофизических измерений, производимых в скважинах, а также данные исследования физико-химических свойств извлекаемых из пластов и закачиваемых в них веществ.

При этом проводят следующие измерения и исследования:

1. Стандартные геофизические измерения кажущегося электрического сопротивления пород и потенциала собственной поляризации в геологическом разрезе, вскрываемом скважиной, во всех вновь пробуренных скважинах.

2. Исследования при помощи испытателей пластов в разведочных скважинах и в некоторых случаях бурения эксплуатационных скважин. В большинстве скважин отбирают керн из продуктивного пласта.

3. Исследования методами установившихся отборов и закачки с целью построения индикаторных кривых в добывающих и нагнетательных скважинах. Практически все скважины должны быть исследованы методом восстановления забойного давления.

При этом такие исследования повторяют через 1 – 2 года или чаще, если происходит воздействие на призабойную зону скважин. Замеры забойного и пластового давления без снятия индикаторных кривых и кривых восстановления давления производят в среднем один раз в полгода.

Перед составлением технологических схем и проектов разработки в значительном числе скважин, расположенных на различных участках месторождения, отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например, анализ глубинных проб нефти и воды позволяет судить о перемещении водонефтяного контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще.

Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех скважинах. Такие замеры проводят на групповых замерных установках.

Для анализа разработки нефтяных месторождений необходимы также одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забойной температуры при помощи комплексных глубинных приборов типа «Поток».

Для определения положения водонефтяного и газонефтяного контактов в скважинах используют методы нейтронного и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.

В некоторых случаях при исследованиях применяют радиоактивные изотопы (в частности, путем закачки в пласты трития), акустический каротаж, глубинное фотографирование и другие специальные виды исследований.

Всю информацию, включающую параметры, характеризующие пласты и скважины разрабатываемого месторождения, систему разработки, технологические, технико экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки информации, кустовых информационно вычислительных центрах, имеющихся в нефтегазодобывающих управлениях и в объединениях, а также в главном информационно-вычислительном центре Минтопэнерго.

Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процессе разработки месторождений, а также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и другие заданные цифры.

Для хранения массивов информации о разработке нефтяных месторождений используют машинные носители информации: магнитные диски, магнитные ленты, перфокарты, перфоленты. Эти накопители информации подсоединяют к ЭВМ соответствующих информационных служб и вычислительных центров.

Программы выборки и обработки информации о разработке нефтяного месторождения предназначены для составления справок, отчетов, подготовки исходной информации, для составления проектных документов по разработке месторождений, для анализа и регулирования разработки, прогнозирования. Например, если требуется построить карту изобар на определенную дату, то соответствующая программа выбирает из всего информационного массива те данные, которые как раз и необходимы для построения этой карты.


Известны программы, позволяющие осуществить автоматические построения графиков и карт, в том числе карт изобар, при помощи графопостроителей. Если необходимо нанести на карту положения водонефтяного контакта на определенные даты, то программа осуществляет выборку из информационного массива соответствующих данных о замерах положений водонефтяного контакта и т. д. Однако чаще всего ЭВМ обеспечивает только выборку и распечатку исходных данных для построения отдельных зависимостей и карт, а построение осуществляют специалисты, анализирующие разработку месторождения.

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

6.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным.

Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие:

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих лекций настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти.

Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях.

Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев.

Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.

В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.

Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.

В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта.

Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт.

Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.

Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами.

Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10 – 20% от суммарных приведенных затрат, и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития – добычи нефти в стране в целом, то ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку следует продолжать по принятому проектному документу. В противных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектного решения о разработке месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.– М.: Недра, 1990 – 427 с.

2. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений.– М.:

Недра,1977 – 261с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений.– М.:

Недра,1986 – 332 с.

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. / Ю.П.Желтов, В.А.Сахаров,и др. – М.:

Недра,1985 – 296 с.

5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник /. Ш.К. Гиматудинов и др. – М.: Недра,1988 – 302 с.

6.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки // Под ред. Ш.К.Гиматудинова.– М.: Недра, 1983 – 463с.

7. А.И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987 – 347 с.

8. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. – М.: Недра, 1968 – 428 с.

9. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности.– М.: Недра, 1976.

10. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Миннефтепром. – М.: Б.и., 1987.

11. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1971– 103 с.

12. Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 39 0147035- 207-86 / Миннефтепром. – М.: Б.и., 1986 – 105 с.

13. Положение о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений:

РД 39 – 0147035 – 215 – 86/ Миннефтепром М.: Б.и., 1986.

14. Методические указания по проведению авторского надзора за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтя ных и нефтегазовых месторождений:

РД 39 – 0147035 – 203 – 87. – М.: Б.и., 1986.

15. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений:

РД 39 – 0147035 – 205 – 86. – М.: Б.и., 1985 – 144 с.

16. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений:

РД 39 – 0147035 – 202 – 87.– М.: Б.и., 1987 – 46 с.

17. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. – М.: Б.и., 1983.

18. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.– М.: Б.и.,1984.

СОДЕРЖАНИЕ Введение ………………………………………………………………….. 1.Системы и технология разработки нефтяных месторождений... 2. Классификация и характеристика систем разработки….….….. 3. Моделирование процессов разработки… ………………….....… 4.Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах……………………………………………………………..…... 5. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения……………………….………….…………………………... 6. Проектирование и регулирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений………….………………….……….. Список литературы.…………………………………………………… ВОПРОСЫ текущего контроля по курсу «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Тема1.СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1. Что такое месторождение?

2. Что такое залежь?

3. Какие основные условия характеризуют объект разработки?

4. Какое основное условие обеспечивает упругий режим работы залежи?

5. Какое основное условие обеспечивает упруговодонапорный режим работы залежи?

6. Когда наступает жесткий водонапорный режим работы залежи?

7. Какое основное условие обеспечивает работу залежи в режиме растворенного газа?

8. Чем обеспечивается газонапорный режим работы залежи?

9. Что характеризует упругий газонапорный режим работы залежи?

10. Что характеризует жесткий газонапорный режим работы залежи?

11. Основное условие проявления гравитационного режима работы залежи?

12. Какие режимы работы залежи называются режимами истощения пластовой энергии?

13. Что такое текущая нефтеотдача?

14. Что такое темп разработки месторождения?

15. Что такое газовый фактор?

16. Что такое водонефтяной фактор?

17. Что характеризует первая стадия разработки месторождения?

18. Что характеризует вторая стадия разработки месторождения?

19. Что характеризует третья стадия разработки месторождения?

20. Что такое пластовое давление?

21. Что характеризует пьезопроводность пласта?

Тема 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ 22. Что такое фонд скважин ?

23.. Для чего предусматривается резервный фонд скважин?

24. Что такое параметр плотности сетки скважин?

25. Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова?

26. Для каких объектов целесообразна разработка без воздействия на пласт?

27. В каких случаях целесообразно применение системы законтурного воздействия на пласт?

28. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при однорядной системе внутриконтурного заводнения?

29. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при трехрядной системе внутриконтурного заводнения?

30. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при пятирядной системе внутриконтурного заводнения?

31. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при пятиточечной системе внутриконтурного заводнения?

32. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при семиточечной системе внутриконтурного заводнения?

33. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при девятиточечной системе внутриконтурного заводнения?

34. Для чего применяется баръерное заводнение?

35. Что такое сайклин-процесс?

Тема 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ 36. Что отражает детерминированная модель пласта?

37. Что такое вероятностно-статистическая модель пласта ?

38. Что представляет собой модель однородного пласта?

39. Что представляет собой модель пласта с двойной пористостью?

40. Какой фундаментальный закон природы является основным при описании процессов разработки нефтяных месторождений?

41. Какой фундаментальный закон природы необходимо учитывать при изменении температурных условий в пласте при разработке нефтяных месторождений?

42. Какой физический закон часто используется для описания движения нефти в пласте?

43. Перед фронтом вытеснения фильтруется только нефть, а позади – только вода. Назовите модель вытеснения нефти?

44. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него одновременно нефть и вода. Назовите модель вытеснения нефти?

Тема 4. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ 45.  Укажите два основных условия существования упругого режима работы залежи.

46. Чем упруговодонапорный режим принципиально отличается от замкнуто упругого?

47. Какие законы и уравнения используются при моделировании упругого режима работы залежи?

48. При каких исследованиях скважин используется теория упругого режима?

49. Источник пластовой энергии, определяющий водонапорный режим работы залежи?

50. Какие законы и уравнения используются при моделировании режима растворенного газа?

51. Какие законы и уравнения используются при моделировании газонапорного режима?

Тема 5. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ 52. Что такое коэффициент вытеснения?

53. Что такое коэффициент охвата пласта воздействием?

54. Как связаны коэффициент вытеснения, коэффициент охвата пласта воздействием и текущая нефтеотдача?

55. Гипотеза каких ученых заложена в основу изучения непоршневого вытеснения нефти из однородного пласта?

56. Каким образом происходит обводнение добывающих скважин при поршневом вытеснении нефти водой?

57. Что такое функция Баклея – Леверетта? Что она описывает?

58. Как изменяется обводненность продукции скважин при непоршневом вытеснении нефти водой?

59. В чем заключается принцип электрогидродинамической аналогии?

Тема 6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 60. Для чего составляются проекты пробной эксплуатации ?

61. Для чего и когда составляются проекты опытно-промышленной разработки?

62. С какой целью срставляется технологическая схема разработки?

63. На какой стадии разработки готовится проект разработки месторождения?

64. Когда и для чего составляются уточненные проекты разработки?

65. Назовите основные методы регулирования разработки месторождения?

66. Суть и назначение циклического воздействия на пласт?

67. Что такое постоянно-действующая геолого-технологическая модель месторождения?



Pages:     | 1 | 2 ||
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.