Ћекции.ќрг


ѕоиск:




 атегории:

јстрономи€
Ѕиологи€
√еографи€
ƒругие €зыки
»нтернет
»нформатика
»стори€
 ультура
Ћитература
Ћогика
ћатематика
ћедицина
ћеханика
ќхрана труда
ѕедагогика
ѕолитика
ѕраво
ѕсихологи€
–елиги€
–иторика
—оциологи€
—порт
—троительство
“ехнологи€
“ранспорт
‘изика
‘илософи€
‘инансы
’ими€
Ёкологи€
Ёкономика
Ёлектроника

 

 

 

 


Ћекци€ 12. ѕринципы и способы разработки нефтегазовых залежей




Ќефтегазовые месторождени€ содержат нефть, а в своде структуры находитс€ газ в свободном состо€нии. Ќачальное пластовое давление в них ниже давлени€ насыщени€. ѕоэтому только часть газа растворена в нефти, остальна€ же находитс€ над нефтью в газовой шапке. ¬ нефт€ной части наход€тс€ нефть вместе с растворенным в ней газом, а также св€занна€ вода. ¬ газовой части имеютс€ газ и св€занна€ вода. ¬ газовых част€х некоторых нефтегазовых месторождений вместе с газом и св€занной водой может содержатьс€ и нефть при небольшой нефтенасыщенности.

ќсновное требование к разработке нефтегазовых месторождений состоит в том, чтобы нефть не перемещалась в газовую шапку. Ёта нефть будет Ђразмазыватьс€ї по пористой среде шапки и возникнут еЄ дополнительные потери.

ѕри разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещени€ газонефт€ного контакта в сторону газовой шапки осуществл€етс€ путем поддержани€ либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давлени€ между нефт€ной и газовой част€ми. “ака€ разработка приводит или к недопущению отбора газа из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускаетс€ определенное падение пластового давлени€ в нефт€ной части залежи. ќднако предотвратить полностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтегазовых месторождений трудно, так как газ сверху подт€гиваетс€ к забо€м нефт€ных скважин − образуютс€ газовые конусы.  оличество отбираемого газа из газовой шапки ограничивают в основном уменьшением дебитов нефт€ных скважин. ј это и необходимость поддержани€ достаточно высокого темпа разработки привод€т к потребности бурени€ повышенного числа скважин, что ухудшает экономические показатели.

ѕредельный безгазовый дебит нефт€ных скважин нефтегазовых месторождений значительно меньше такового в чисто нефт€ных залежах. Ёто ведет к необходимости уплотнени€ сетки скважин (до 4* 104 м2/скв) с целью обеспечени€ заданного темпа разработки нефтегазового месторождени€.

ѕри необходимости отбора безводной продукции (если во врем€ заводнени€ нефтегазового месторождени€ образуютс€ стойкие эмульсии ценных нефтей) возможно разрабатывать неглубоко залегающие месторождени€ без заводнени€ при плотной сетке скважин. ќднако это экономически не оправдано и ведет к консервации газа в газовой шапке. –еально без поддержани€ пластового давлени€ разрабатываютс€ небольшие залежи с высокой проницаемость коллектора, малой в€зкостью нефти и активной водонапорной системой.

¬ газовых шапках заключаетс€ значительное количество пластовой энергии (вследствие большой сжимаемости газа). Ќо она не может быть эффективно использована из-за плохой вытесн€ющей способности газа. ћала€ в€зкость газа по сравнению с в€зкостью нефти обусловливает неустойчивый характер вытеснени€ нефти газом с образованием €зыков и конусов газа и как следствие низкую нефтеотдачу пластов.

 оэффициент нефтеотдачи может быть увеличен за счет гравитационного фактора. Ќо дл€ этого необходимо разрабатывать залежь при небольших градиентах давлени€, что оп€ть же ведет к низким темпам отбора нефти. »сключением €вл€ютс€ залежи с высокой проницаемостью продуктивного пласта, малой в€зкостью нефти и значительными углами наклона пласта. ќднако такие случаи встречаютс€ сравнительно редко, и совместить услови€ получени€ высокой нефтеотдачи и обеспечени€ приемлемых темпов добычи нефти из нефтегазовых залежей часто невозможно.

≈сли же в первую очередь отбираетс€ газ газовой шапки, то нефть внедр€етс€ в нее, что ведет к еЄ потер€м. ¬ зависимости от соотношени€ объемов, занимаемых в пласте свободным газом и нефтью, потери могут быть различными. ѕри значительных относительных объемах газовой шапки нефт€на€ оторочка в результате внедрени€ в нее нефти может вовсе Ђпотер€тьї промышленное значение. ѕоэтому при разработке нефтегазовых залежей следует ограничивать взаимовли€ние газовой шапки и нефт€ной оторочки и усилить роль воды в процессе вытеснени€ нефти.

ƒл€ небольших нефтегазовых залежей в высокопроницаемых коллек-торах, содержащих малов€зкую нефть, с достаточно активной водонапорной областью с успехом примен€ют способ разработки с неподвижным газонефт€ным контактом (√Ќ ). ѕри этом способе перемещение √Ќ  ограничиваетс€ за счет регулируемого отбора газа из газовой шапки в количестве, пропорциональном скорости снижени€ пластового давлени€. ¬ этом случае прорывы газа из газовой шапки в нефт€ные скважины ограничены. —пособ разработки с неподвижным √Ќ  осуществлен на нефтегазовых залежах  оробковского месторождени€ и меотического горизонта јнастасиевско-“роицкого месторождени€.

ƒл€ усилени€ роли воды в процессе вытеснени€ нефти примен€ют поддержание пластового давлени€ с помощью законтурного заводнени€. ¬ этом случае газова€ шапка остаетс€ в сжатом состо€нии, т. е. неподвижность √Ќ  обеспечиваетс€ без отбора газа из газовой шапки.

Ќедостаток упом€нутых способов разработки, обеспечивающих неподвиж≠ность √Ќ  путем регулируемого отбора газа из газовой шапки при снижающемс€ пластовом давлении или поддержани€ пластового давлени€ законтурным заводнением − длительна€ консерваци€ газовой шапки. Ѕольша€ часть запасов свободного газа консервируетс€ на врем€ выработки основных запасов нефти.

Ѕолее эффективный метод воздействи€ на нефтегазовую залежь − барьерное заводнение заключаетс€ в закачке воды вблизи газонефт€ного контакта. ¬од€ной барьер, раздел€ющий основные запасы нефти и свободного газа преп€тствует прорыву газа в эксплуатационные скважины и вторжению нефти в газовую шапку. Ётот метод позвол€ет осуществить одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки.

ѕри разработке нефтегазовых залежей способом барьерного заводне-ни€ барьерный р€д нагнетательных скважин располагаетс€ на линии внутреннего контура газоносности (рис. 12.1).

 

–исунок 12.1 − —хема барьерного заводнени€:

4 − нагнетательные скважины, 5 − добывающие скважины

 

ќтдел€€ основные запасы газа от нефт€ной оторочки, создаваемый вод€ной барьер отсекает часть газа газовой шапки и вытесн€ет его в пределы нефт€ной оторочки.  оличество отсекаемого газа зависит от ширины подгазовой зоны. ѕри большой ее ширине барьерное заводнение привело бы к вторжению в нефт€ную часть огромной массы газа, что осложнило бы ее разработку.  роме того, это не привело бы к достижению одной из важных целей способа барьерного заводнени€ − изол€ции основных запасов газа от нефти и их самосто€тельную разработку. ѕоэтому барьерное заводнение можно успешно примен€ть на залежах со сравнительно узкой подгазовой зоной.

¬ насто€щее врем€ разработаны методы расчета технологических показателей разработки нефтегазовых залежей, имею≠щих сравнительно небольшие подгазовые зоны. Ёти методы учитывают неоднородность пласта, многофазность фильтрационного потока нефть − газ − вода, растворимость газа в нефти и сжимаемость. Ќапример, методика ¬Ќ»» дает возможность рассчитывать технологические показатели разработки нефтегазовых залежей как при естественном режиме, так и при барьерном, законтурном или внутриконтурном заводнении.

ѕриближенна€ оценка показателей разработки на основе небольшого объема геолого-физической информации о залежи достигаетс€ простыми расчетами. «алежь, состо€ща€ из нефт€ной и газовой частей и окруженна€ водоносной областью, батареей добывающих скважин, расположенных в нефт€ной части, делитс€ на две области − внешнюю и внутреннюю: во внешней в процессе эксплуатации фильтраци€ флюидов происходит в направлении от периферии к центру залежи, во внутренней движение противоположное − от центра к периферии. “аким образом, общий приток флюидов к системе скважин складываетс€ из двух притоков − внешнего и внутреннего.

—ложную проблему представл€ет разработка слабопродуктивных крупных нефтегазовых месторождений с обширными подгазовыми зонами. “рудно найти рациональные способы разработки, оценивать еЄ показатели, моделировать процесс эксплуатации. ¬ подгазовых зонах некоторых месторождений содержитс€ до 70 %запасов нефти, а проницаемость коллектора составл€ет 0,1 − 0,2 мкм2. «апасы нефти таких зон относ€т к категории трудноизвлекаемых. ¬о многих случа€х нефт€ные оторочки подстилаютс€ подошвенной водой, что создает дополнительные трудности. “радиционные подходы к разработке экономически не оправданы. —роки разработки раст€нулись бы на несколько сот лет, а темпы отбора не превы≠шали бы долей процента от извлекаемых запасов.

—пособы разработки таких нефте≠газовых залежей наход€тс€ на стадии теоретического изучени€ и опытно-промыш≠ленных испытаний. Ѕольшое значение имеет создание математических моделей, на базе которых возможны изучение физических процессов разработки залежей и оценка технологических показателей при различных геолого-физических услови€х и технологических параметрах.





ѕоделитьс€ с друзь€ми:


ƒата добавлени€: 2015-11-05; ћы поможем в написании ваших работ!; просмотров: 1173 | Ќарушение авторских прав


ѕоиск на сайте:

Ћучшие изречени€:

Ќеосмысленна€ жизнь не стоит того, чтобы жить. © —ократ
==> читать все изречени€...

1353 - | 1175 -


© 2015-2024 lektsii.org -  онтакты - ѕоследнее добавление

√ен: 0.008 с.