Презентация на тему Стадии проектирования разработки

скопления природного газа встречаются в виде чисто газовых, газоконденсатных

и газонефтяных залежей.
Подавляющая часть ресурсов природного газа заключена в чисто газовых и газоконденсатных залежах, которые достигают огромных размеров. Примером крупных газовых месторождений являются Уренгойское, Медвежье, Заполярное в Западной Сибири, Ачакское в Туркмении, газоконденсатных – Астраханское на юго-западе Прикаспийской впадины, Тенгиз в юго-восточной части Прикаспийской впадины, Карачаганак на севере Прикаспийской впадины в Казахстане, газоконденсатных с нефтяной оторочкой – Оренбургское в России.
В газонефтяных залежах количественные соотношения между нефтью и газом могут быть весьма различны. Нефтяная часть (оторочка) может иметь самостоятельное промышленное значение.
Определение наличия или отсутствия нефтяной оторочки и оценка промышленной ее ценности составляют важную задачу разведки площади.

залежи нет необходимости детально изучать ее по площади и

особенно в приконтурной части, так как законтурное заводнение не применяется, а разработка залежи может быть осуществлена через сводовые скважины.
Число поисковых и разведочных скважин, давших газ, не должно превышать количество скважин, необходимых для разработки.
Конструкции разведочных газовых скважин проектируются и осуществляются с учетом последующей передачи этих скважин в эксплуатацию. Они отличаются от нефтяных более высокой степенью герметизации обсадных колонн.
Нарушение этих положений влечет за собой, во-первых неоправданное удорожание разведанных на площади запасов газа, а, во-вторых, удлинение сроков открытия новых месторождений в данном районе.

различие плотностей газа и воды, газа и нефти позволяет

достаточно надежно производить определение высотного положения контактов газ—вода и газ-нефть расчетным путем. Для этого необходимо точно измерять пластовые давления в залежи и за ее контурами, а также точно определять плотность газа, воды и нефти в пластовых условиях.
Для расчета высотного положения газоводяного контакта необходимо иметь две скважины, одна из которых вскрывает газовую залежь, а другая — воду. Данные измерений пластовых давлений и плотности подставляются в формулу (В. П. Савченко)

Савченко
Где:
hг—превышение отметки точки замера пластового давления газа в газовой

скважине над отметкой газоводяного контакта в м;
hгв — разность высотного положения точек замера пластового давления рг и воды рв в м;
Рв, Рг — пластовое давление соответственно воды и газа в точках замера в кгс/см2;
ρв и ρг — плотность в пластовых условиях соответственно воды и газа в г/см3.

hг = (ρвhгв – 10(Рв –Рг))/(ρв - ρг)

месторождений, расположенных вблизи от потребителей или от действующих магистральных

газопроводов, могут быть ускорены путем применения опытно-промышленной эксплуатации.
Опытно-промышленная эксплуатация осуществляется по временным проектам разработки и предполагает промышленную добычу газа из продуктивных поисковых и разведочных скважин и опережающее бурение эксплуатационных скважин, на которые главным образом и возлагается доразведка выявленных залежей.
В общем случае разведка месторождений в старых районах или вблизи магистральных газопроводов, ускоренно вводимых в разработку, проводится в два этапа.

проводится только поисковыми и разведочными скважинами для выявления основных

газоносных горизонтов в разрезе месторождения, изучения строения и продуктивной характеристики этих горизонтов и выполнения оперативного подсчета запасов категорий С1 и С2.
В итоге составляется проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения.
При разработке этого проекта недостаток исходных характеристик залежи компенсируется использованием региональных геологических и геолого-промысловых данных. На основании этих данных прогнозируются тип и характер выявленных месторождений и залежей, пластовые давления на контактах газ—вода, режимы разработки новых залежей и т. д.

ходе проектирования и первой очереди обустройства месторождения разведка ограничивается

окончанием ранее заложенных разведочных скважин.
Доразведка выявленных залежей осуществляется главным образом опережающими эксплуатационными скважинами для проведения опытно-промышленной эксплуатации и в процессе этой эксплуатации.
В итоге последнего этапа разведки должны быть получены исходные данные для проекта разработки и подсчета запасов. На месторождениях простого строения не менее 20% запасов, должно быть разведано по категории В, а в случае сложного строения запасы разведываются по категории С1.

разведочного бурения, сроков разведки и получение достоверных характеристик залежей

газа, необходимых для составления проектов разработки. Вместе с тем этот метод разведки является и приемом эксплуатации, позволяющим использовать газ вновь открытых залежей в промышленных масштабах в кратчайшие сроки после открытия месторождения.
Методика ускоренной разведки и ввода в разработку газовых месторождений на основе опытно-промышленной эксплуатации получила широкое применение в районах Восточной Украины, Северного Кавказа и Средней Азии.

Преимущества опытно-промышленной эксплуатации

в новых районах, удаленных от потребителя и магистральных газопроводов,

также может быть ускорена и сокращена до минимального объема, что достигается на основе ограничения степени детальности разведки требованиями подготовки запасов газа по категориям C1 (до 80%) и В (не менее 20%)- Такие требования предъявляются прежде всего к уникальным и крупным месторождениям, на базе которых проектируются и строятся новые магистральные газопроводы. Разведанность средних и мелких месторождений может соответствовать категории С1. Таким образом были разведаны в очень короткие сроки крупнейшие месторождения газа на севере Тюменской области — Уренгойское, Медвежье, Заполярное и др.

давления.
Оценка запасов газового месторождения может быть осуществлена в ходе

его опытно-промышленной эксплуатации или на стадии разработки на основе метода падения давления. Этот метод основан на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа на единицу падения давления.
Как правило законтурная вода в начальной стадии разработки не успевает восстанавливать первоначальное пластовое давление в залежи. Поэтому сопоставляя снижение пластового давления в залежи с объемом извлеченного газа, можно достаточно достоверно оценить его начальные запасы в залежи уже по материалам относительно кратковременной опытной эксплуатации. Применение метода падения давления для подсчета запасов во всех случаях целесообразно для мелких однопластовых месторождений и особенно для залежей со сложным строением коллектора, емкостные свойства которого оценить объемным методом очень трудно.

нефти и горючих газов ввод газовых залежей в разработку,

в том числе и в опытно-промышленную, разрешается только при доказанном отсутствии в них нефтяных оторочек промышленного значения.
Поэтому после получения первого промышленного притока газа на площади необходимо выяснить, имеется ли у вскрытой газовой залежи нефтяная оторочка и каково ее промышленное значение.
Газонефтяные залежи можно подразделить на три типа:
газонефтяные залежи, где соотношение запасов газа и нефти таковы, что разработка залежи начинается с нефтяной части. Их следует называть нефтяными залежами с газовой шапкой;
газонефтяные залежи, в которых соотнощеяие запасов газа и нефти таково, что обе части залежи целесообразно разрабатывать одновременно. Их следует называть газовыми залежами с нефтяной оторочкой подчиненного промышленного значения;
газонефтяные залежи, нефтяная часть которых не имеет промышленного значения. Это - газовые залежи с нефтяной оторочкой непромышленного значения.

залежью могут сильно осложнить разведку этой залежи. Поэтому особое

внимание необходимо уделять прогнозированию наличия и характера такой оторочки.
Оценить возможность присутствия нефтяной оторочки заранее в данной залежи можно на основе знания закономерностей распространения нефтяных и газовых залежей в данном регионе и продуктивной толще.
Признаком нефтяной оторочки на площади служат повышенное содержание тяжелых углеводородов в газе.
Разведочную скважину на нефтяную оторочку следует закладывать на пологом крыле складки, где возможная оторочка должна иметь наибольшую ширину.

газовой части залежи производить не следует, так как она

будет изучена разведочными и эксплуатационными скважинами, пробуренными на нефтяную часть или более глубокие горизонты.
При выявлении нефтяных оторочек подчиненного промышленного значения (второй тип газонефтяных залежей) необходимо проводить разведку и газовой и нефтяной оторочек. Детальность разведки оторочки определяется в этом случае количеством нефти, которое может быть отобрано при одновременной разработке газовой шапки.
Разведка нефтяных оторочек залежей первого и второго типов наиболее эффективно может быть проведена, если на оторочке заложить первоначально профиль из двух-трех скважин с небольшим расстоянием между ними.
В природе часты случаи, когда газонефтяные и водонефтяные разделы имеют наклонное положение. Возможность такой ситуации должна быть учтена и проверена путем заложения скважин на разных крыльях структуры.
При установленном непромышленном значении нефтяной оторочки следует производить разведку и подготовку к разработке только газовой залежи в соответствии с принципами рациональной разведки газовых залежей

Разведка газонефтяных залежей

следует рассчитать по формуле В. П. Савченко вероятное гипсометрическое

положение газоводяного контакта.
После вскрытия нефтенасыщенной части пласта необходимо точно определить пластовое давление и плотность нефти для расчета высотного положения газонефтяного и водонефтяного контактов.
Если одной скважиной вскрыт газ, а другой нефть или если одной скважиной вскрыта нефть, а другой пластовая вода, то, замерив пластовое давление в первом случае газа Рг и нефти Рн, а во втором случае нефти Рн и воды Рв, высотное положение газонефтяного контакта можно определить с помощью формулы В. П. Савченко

Высотное положение водонефтяного контакта определить с помощью формулы:

— пластовое давление соответственно воды, нефти и газа в

кгс/см2;
ρв, ρн. ρг—плотность в пластовых условиях соответственно воды, нефти и газа в г/см3;
hг — превышение отметки точки замера пластового давления газа в газовой скважине над отметкой газонефтяного контакта в м;
hнг — разность высотного положения точек замера пластового давления газа и нефти в м;
hн —превышение точки замера пластового давления нефти в нефтяной скважине над водонефтяным контактом в м;
hнв— разность высотного положения точек замера пластовых давлений нефти и воды в м.

II— полнопластовая;
III — водоплавающая.
Δb = h/tgα
где h

— видимая мощность пласта;
α— угол наклона пласта;
Δh — превышение этажа нефтеносности над видимой мощностью пласта h .

b = Δh/tgα

Ширина подгазовой (I) или водоплавающей (III) части нефтяной оторочки Δb равна

Ширина полного поля нефтяной оторочки b равна

Общая ширина оторочки I+II + III b΄ составляет

b' = b + 2Δb = (Δh + 2h)/tgα

α

Для наиболее полного извлечения нефти минимальным числом скважин, важное значение имеет определение положения полнопластовой части оторочки II. Скважины, дренирующие эту часть оторочки, извлекают наибольшее количество запасов нефти и работают наиболее длительное время.

проявления движущих сил в пласте, зависящих от физико-геологических природных

условий и мероприятий, проводимых при опытной эксплуатации и разработке залежи.
Движущие силы пласта обеспечивают приток нефти, газа и воды к скважинам. Знание режимов залежей необходимо для проектирования разработки, поэтому они должны быть установлены в результате завершающих этапов разведки, совмещенных с опытной эксплуатацией. О режиме пласта судят по характеру изменения во времени дебита, пластового давления, газового фактора, в зависимости от отбора жидкости.
Выделяют следующие основные режимы нефтеносных пластов:
1) водонапорный;
2) упругий;
3) газонапорный (газовой шапки);
4) растворенного газа;
5) гравитационный

продвигающей нефть по пласту, является напор краевых вод.
При

этом в процессе разработки залежи дебиты скважин и пластовое давление остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и поступлением воды в пласт. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, контуры нефтеносности перемещаются непрерывно.
Возможное наличие водонапорного режима устанавливается в процессе разведки залежи по ряду признаков: активным пластовым водам, невысоким газовым факторам при опробовании скважин, высокой проницаемости коллекторов. При пробной эксплуатации наличие водонапорного режима подтверждается постоянными дебитами и газовыми факторами скважин и неизменными пластовыми давлениями. При этом режиме в процессе разведки необходимо изучить водонапорную систему, питающую пласт. Тектонические нарушения могут привести к образованию изолированных блоков с другими режимами пластов.

водонапорного режима.
В эту фазу основным источником энергии является

упругость жидкостей (нефти и воды) и породы.
Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости нефтяной залежи с областью питания. Проявление этого режима возможно в процессе пробной эксплуатации, когда при прочих показателях, соответствующих водонапорному режиму, наблюдается снижение пластового давления.

(или режиме газовой шапки) основной энергией, продвигающей нефть по

пласту, является напор газовой шапки.
Существенное значение имеет соотношение размеров газовой шапки и залежей нефти. При значительных размерах газовой шапки в процессе эксплуатации дебиты нефти, газовые факторы и пластовое давление остаются почти постоянными. Контур газоносности и контакт газ—нефть непрерывно перемещаются за счет расширения газовой шапки.
Газовый режим залежи определяется в процессе разведки, при этом устанавливают газовую шапку и ее размеры. Пробная эксплуатация позволяет уточнить интенсивность проявления газонапорного режима.

по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков

расширяющегося газа, выделяющегося из нефти.
В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижаются, газовые факторы вначале быстро возрастают, а в дальнейшем, по мере истощения залежи, снижаются.
Появление в пласте свободного газа существенно снижает фазовую проницаемость для нефти. Контурные воды не продвигаются или продвигаются весьма незначительно по сравнению с отбором нефти.
Наличие этого режима в процессе разведки предварительно устанавливается по отсутствию благоприятных факторов для проявления водонапорного и газонапорного режимов, а также по развитию коллекторов с низкой проницаемостью и сложности поведения поверхности ВНК, обусловленной действием капиллярных сил.

за счет силы тяжести самой нефти.
Проявление такого режима

возможно в залежах, в которых все остальные движущие силы (напор краевых вод, упругие силы, газовая шапка, энергия выделения растворенного газа) отсутствуют.

режимы: газовый (или режим расширяющегося газа) и газоводонапорный, когда

движущей силой является как расширение газа в залежи, так и давление краевых вод, продвигающихся по мере эксплуатации залежи.
Газовый режим наблюдается в залежах, приуроченных к линзам или пластам с ограниченным распространением. Наличие в таких залежах подошвенной воды не сказывается обычно на режиме газового пласта.
Движущие силы воды и упругие силы краевых вод и породы пласта в условиях газоводонапорного режима могут проявляться так же, как в условиях, описанных выше для водонапорного режима нефтяных залежей.
Режим газовой залежи в процессе разведки устанавливается на основе учета особенностей строения площади и продуктивных пластов, а также по поведению скважин в процессе их опробования и пробной эксплуатации

промышленную ценность залежи, являются балансовые запасы нефти и газа,

т. е. запасы, удовлетворяющие кондициям и требованиям к горно-техническим условиям эксплуатации. Однако балансовые запасы при разработке залежей не могут быть полностью извлечены в силу специфики взаимодействия породы и насыщающих ее флюидов. Извлекаемые запасы принято характеризовать коэффициентом извлечения, определяемым по формуле

где Qиз — извлекаемые запасы нефти при применяемых методам разработки;
Qo—балансовые запасы нефти

Величина коэффициента извлечения зависит от литолого-физических свойств коллектора; свойств флюидов, насыщающих пласт, в частности от соотношения вязкостей нефти и пластовой воды;
от условий, определяющих режим залежи, и от системы разработки (темпа отбора жидкости, методов воздействия на пласт, методов эксплуатации и др.).
Благоприятными факторами являются высокая температура пласта, низкая вязкость нефти, соотношение вязкостей нефти и воды близкое к единице, наличие активных пластовых вод или газовой шапки.

Наиболее эффективными в части извлечения нефти из пластов являются водонапорный, упруго-водонапорный и газонапорный режимы. Водонапорный режим характеризуется коэффициентом извлечения нефти до 0,8, при упруго-водонапорном режиме он составляет 0,5—0,7, при газонапорном 0,5—0,7, при режиме растворенного газа 0,1—0,4, а при гравитационном 0,1—0,2.

отработанных залежей или их частей достаточно точно может быть

определен балансовым методом по формуле:

где Qдоб — количество фактически добытой нефтии;
Qo — балансовые запасы нефти.

Точность определения коэффициента нефтеизвлечения этим методом существенно зависит как от достоверности учета добытой нефти, так и от точности подсчета балансовых запасов.
Различают текущий и конечный коэффициенты извлечения нефти.
Текущий коэффициент характеризует процент отобранной нефти от балансовых запасов на определенную дату разработки.
Конечный коэффициент извлечения нефти выражает процент отобранной нефти от балансовых запасов, обоснованный в проекте разработки или получаемый фактически к моменту окончания разработки.
Определение конечного коэффициента извлечения необходимо при подсчете запасов, так как подсчитываются не только балансовые запасы, но и извлекаемые

этого флюида намного выше, чем коэффициенты извлечения нефти из

пластов с одинаковыми геологическими свойствами.
При однородной литолого-физической характеристике коллектора и хорошей проницаемости можно получить высокие коэффициенты отдачи газа, близкие к единице.
В залежах с литологически изменчивыми и неоднородными коллекторами и с тектоническими нарушениями могут возникать зоны с неравномерным распределением давления в процессе разработки.
При современных редких сетках эксплуатационных скважин на газовых месторождениях некоторая часть газа может оказаться в изолированных частях пласта (линзах), не вскрытых скважинами. Эти явления обычно снижают коэффициенты извлечения газа.

первоначальные геологические запасы

геологические запасы

разработке нефтяных и газовых месторождений
Ряд эффективных конструкций скважин: вертикальные,

наклонные, горизонтальные с одним стволом, многоствольные с 2 и 3 боковыми стволами