Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Кроме этого применяют  и другие методы исследования: измерение  температуры по разрезу скважины (термометрический метод); измерение  скорости звука в породах (акустический метод); измерение радиактивности пород (радиактивный метод); и т.д. 

 

1. 5 ЭТАПЫ ПОИСКОВОРАЗВЕДОЧНЫХ  РАБОТ И СТАДИИ РАЗРАБОТКИ  ЗАЛЕЖЕЙ

1.5.1 Поисковый этап

 

 

Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий  для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа.

v            Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и определяется очередность их ввода в глубокое бурение.

Геофизическими методами (чаще всего сейсморазведкой) ведутся  работы на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью:

·         выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;

·         выделения перспективных ловушек;

·         выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению;

·         выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах.

v            Стадия поиска месторождений (залежей)

Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. Основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки).

Задачи на этой стадии сводятся к:

·         выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа;

·         определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов;

·         выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей;

Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый  этап завершается или получением первого промышленного притока  нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта.

1.5.2 Разведочный этап

 

 

Объектами работ на этом этапе служат открытые месторождения  и выявленные залежи. В процессе проведения работ решаются следующие  задачи:

¨       установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости;

¨       определение фазового состояния УВ залежей;

¨       изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

¨       установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик;

¨       установление типа залежей;

¨       определение эффективных толщин, значений пустотности, нефте-газонасыщенности отложений;

¨       установление коэффициентов продуктивности скважин;

¨       подсчет запасов;

¨       разделение месторождений на промышленные и непромышленные;

¨       выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.

Таким образом, на разведочном  этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке.  

 

1.5.3 Стадии  разработки залежей 

 

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии (Рисунок 1.13).

v      Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи. 

 

Рисунок 1.13 — Стадии разработки эксплуатационного объекта 

 

v      Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

v      Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

v      Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0.3 МПа.

Перед вводом месторождения  в разработку составляется технологическая  схема разработки месторождения, а  затем проект разработки, которые являются программой действия при разработке.

Исходным  материалом для составления проекта  является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.

Используя эти  данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, открытую пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения  запасов производится комплексное  проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность  ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между существующими. Во втором — первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» — на месторождениях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.

Установление  технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газойли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации  по регулированию баланса пластовой  энергии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система  разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.  

 

1.5.4 Этапы добычи нефти и газа 

 

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа.

Первый — движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Второй этап — движение нефти и газа от забоев скважин  до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин.

Третий этап — сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно-активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

После ознакомления с процессом бурения нефтяных и газовых скважин рассмотрим каждый из этих этапов более подробно.