Контрольная работа по "Промысловой геологии"

К сравнительно однородным объектам относится пласты, имеющие  Красчл<2,1;  Кпесч>0,75; h<3

По величине проницаемости  выделяются 5 групп пластов:

1) 20-50  10-3мкм2;

2) 50-100 10-3мкм2;

3) 100-300  10-3мкм2;

4) 300-800  10-3мкм2;

5) >800  10-3мкм2.

Для каждой из выделенных групп  рассчитывают зависимости КИНа от состояния вязкостей нефти и воды (μо)

Расчёт фактического значения коэффициента извлечения нефти при  водонапорном режиме по заводнённой  части залежи

Это одна из разновидностей объемного метода, в основе которого лежит определение заводнённого объема залежи и содержащихся в нем  начальных геологических запасов  нефти.

Vзав - заводнённый объем

Зная общее количество нефти, добытой из залежи можно рассчитать КИН  из заводнённого объёма залежи.

Определённые затруднения  в применении этого метода вызывает сложность определения заводненного объема залежи.

С этой целью строят специальные  карты положения поверхности  начального и текущего ВНК. На основе этих карт составляется карта толщин заводнённой части пласта.

Определение КИНа с использованием приведенной формулы возможно лишь в условиях, когда величина P пл=Po, то есть в условиях собственно водонапорного режима.

Если при разработке залежи проявляются элементы упруговодонапорного  режима, то необходимо вводить соответственную  поправку на влияние упругих сил  породы коллектора и  насыщающих его  флюидов.

В этих условиях поправка, вводимая в формулу, может быть рассчитана следующим образом:

Основной недостаток - невозможность  в большинстве случаев определить величину заводняемого объема залежи. Это может быть обусловлено отсутствием  необходимой информации о положении  ТВНК.

Но даже если определена величина КИНа, то она является не конечной, а текущей.

Определение коэффициента извлечения нефти при режиме растворённого  газа.

Для залежей нефти, разрабатываемых  в условиях режима растворённого  газа В.С. Мелик –Пашаевым был  предложен метод приближенного расчёта КИНа, который основан на балансе между первоначальным объемом газа, содержащегося в нефти и количеством газа, извлечённого в процессе разработки и оставшегося в недрах.

Для конечных условий на дату окончания разработки нефтяной залежи, коэффициент извлечения нефти  может быть рассчитан по формуле:

где rо – начальный газовый фактор при начальном давлении Ро; rк – конечный газовый фактор при конечном давлении Рк; rр – средний газовый фактор:

Этот метод применяется  для приблизительной оценки КИНа, поскольку не учитывает условий разработки залежи, свойства нефти и г.п.

Более точно КИН при  режиме растворенного газа может  быть рассчитан по формуле Зиновьевой А.А:

во, вк – объемные коэффициенты при Ро и Рк; Кно, Кнк – коэффициенты нефтенасыщения породы коллектора при Ро и Рк.

Объемные коэффициенты определяются по результатам анализа глубинных  проб в лабораториях  и  расчетным  путем.

В данной методике учитываются  только объем порового пространства, занятый нефтью. Водонасыщенность г.п. не учитывается, поскольку ее величина при разработке на режиме растворённого газа не изменяется, то есть Кно=1

Величина Кнк определяется как правило лабораторным путем по данным анализа керна и в зависимости от различных факторов. Величина Кн может меняться в значительных пределах. В США для определения КИНа в режиме растворённого газа используются специальные графики, составленные Уоллом, Мюлленсом, Эльфринком.

 

4.  Геологические данные для проектирования системы разработки нефтяных и газовых залежей

В нашей стране каждое месторождение  вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской  организацией и предусматривающим  ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения  его геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения  понимают совокупность технологических  и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и  попутных компонентов из пластов  и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины  залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической  сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении  двух или более объектов для каждого  из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему  разработки, которая обеспечивает потребности  страны в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов  нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной  энергии залежей, применение при  необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью.

При разработке залежей с  ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки. В связи с широким диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводненни находятся в широких пределах—в основном от 0.3 до 0,6. В среднем по стране при заводнении пластов в недрах остается около половины содержащихся в них запасов нефти.

 В основе выбора  системы разработки месторождений  УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных  объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения  метода искусственного воздействия  на залежь или целесообразности  разработки объекта с использованием  природной энергии;

3) при необходимости —  о методе воздействия и его  оптимальной разновидности; о  соответствующем взаимном размещении  нагнетательных и добывающих  скважин на площади:

4) о плотности сетки  скважин;

5) о градиенте давления  в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий  по контролю и регулированию  процесса разработки.

По каждому из названных  пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической  характеристике эксплуатационного  объекта. При этом по одним пунктам  рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических  исследований, по другим — могут  быть предложены две-три близкие  рекомендации. На этой основе специалистами  в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические  расчеты нескольких вариантов системы  разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них  выбирают оптимальный вариант, соответствующий  требованиям, предъявляемым к рациональноной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

 Исследования по обобщению  опыта разработки нефтяных месторождении при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим условиям, дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геологопромысловые особенностн эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов  систем разработки каждого из них  базируется на сформированной к началу проектных работ геологической  модели каждой из залежей и месторождения  в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических  графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости  между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

 Среди графических  карт и схем обязательны: сводный  литолого-стратиграфический разрез  месторождения; схемы детальной  корреляции; структурные карты, отражающие  тектоническое строение эксплуатационного  объекта; карты поверхностей коллекторов  объекта с нанесением начальных  контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются  пористость, проницаемость, начальная  нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на мезо-, макро- и мета - уровнях.

К группе цифровых данных относятся  также: статистические ряды распределения  проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую  модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры  частей залежи, изучаемых на метауровне,—чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.

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

В текстовой части геологической  модели залежи описывается ее природный  режим и на основе всех названных  выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических  решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые  показатели разработки.

 

5. Геолого-промысловый контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Определение текущего положения ВНК и ГНК, нефтенасыщенности пластов.

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

    а) оценки эффективности  принятой системы разработки  залежи в целом и отдельных  технологических мероприятий по  ее осуществлению; 

    б) получения  информации, необходимой для регулирования  процесса разработки и проектирования  мероприятий по его совершенствованию. 

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

    а) динамика  изменения текущей и накопленной  добычи нефти, попутной воды  и газа, а также закачки рабочих  агентов по месторождению в  целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

    б) охват запасов  разработкой, характер внедрения  вытесняющего агента (воды, газа  и др.) по отдельным пластам  (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

    в) энергетическое  состояние залежи, динамика изменения  пластового и забойных давлений  в зонах отбора, закачки и бурения; 

    г) изменение  коэффициентов продуктивности и  приемистости скважин; 

    д) изменение  гидропроводности пласта в районе действующих скважин;

    е) состояние  герметичности эксплуатационных  колонн, взаимодействие продуктивного  горизонта с соседними по разрезу  горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;