Первый проектный документ на разработку.

Нефтепромысловая геология

 

Лекция 1. Вводная лекция.

Нефтегазопромысловая геология (НГПГ) – наука о залежах в статическом (нетронутое разработкой) и динамическом(тронутое разработкой) состоянии, о методах изучения ФЕС пород-коллекторов, содержащих УВ, о методах подсчета запасов (ПЗ) УВ в залежах и геологическом обосновании систем разработки залежей.

Разработке м/р предшествуют два этапа изучения м/р:

1) Поисково-оценочный. На поисково-оценочном этапе выявляются и подготавливаются к глубокому бурению ловушки с предполагаемыми в них залежами. Основной метод подготовки ловушки является сейсморазведка 3D. На подготовленной ловушке бурится 1ая поисковая скважина на НГ-перспективные горизонты с целью установления их НГ-носности и выявления залежей УВ. Завершается поисково-оценочный этап оценкой запасов УВ и заключением о целесообразности проведения дальнейших разведочных работ на территории установленной залежи.

2) Разведочный. На разведочном этапе производится глубинное бурение разведочных скважин с целью определения литологического состава и ФЕС пород-коллекторов, вмещающих УВ, устанавливаются тип и свойства флюидов, изучаются пластовые давление и температура, форма и размеры залежи, уточняются запасы залежей УВ на основе созданной статической геологической модели. Завершается разведочный этап созданием отчета «С подсчетом запасов и технико-экономическим обоснованием (ТЭО) планируемой системы разработки». По завершении разведочного этапа определяется изученность или готовность залежи к промышленной разработке.

Первый проектный документ на разработку.

Для нефтяных залежей – «Технологическая схема разработки залежи нефти»

Для газовых залежей - «Проект ОПР (опытно-промышленной разработки)»

В этих документах предусмотрен выбор системы разработки и экономическое обоснование рационального варианта разработки.

При проведении разработки залежей УВ проводится контроль и управление процессом разработки. При разбуривании залежи эксплуатационными скважинами в соответствии с первым проектным документом на разработку уточняются все элементы залежи.

Разведочные скважины – 2 и выше км. Эксплуатационные – 500-700 км.

Второй проектный документ на разработку – «Проект разработки» -составляется с целью уточнения системы разработки, ее совершенствования и повышения ее эффективности.

 

Раз в три года осуществляется «авторский надзор» за реализацией и за выполнением проектных решений.

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

1) Проект пробной эксплуатации (на завершающем этапе разведки)

2) Технологические схемы разработки и дополнения к ним.

3) Проекты разработки и дополнения к ним.

4) Технологические схемы ОПР на отдельных участках и залежах.

5) Авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним.

 

Существуют:

Основные полезные ископаемые: нефть и природный газ.

Попутные полезные ископаемые: пластовые воды Н и Г м/р.

Попутные полезные компоненты разделяются на два вида: 1) то, что можно получить на сепараторе: растворенный в нефти газ и конденсат. 2) то, что можно получить химическим путем: из нефти и газа – сера, из нефти – гелий, тяжелые металлы, из газа – компоненты (пентан, гексан, сероводород, азот, аргон).

 

Нефть - смесь УВ метанового, нафтенового и ароматического состава, которая в пластовых и поверхностных условиях находится в жидком состоянии. Свойства: вязкость, плотность, начальное газосодержание, сернистость и парафинистость, смолистость.

Вязкость- свойство нефти при движении оказывать сопротивление перемещению ее частиц относ друг друга

Плотность- масса нефти в единице объема

Природный газ-

Конденсат-

Давление насыщения, гасосодержание, объемный и пересчетный коэффициент

 

 

Лекция 2

 

Основные задачи, решаемые нефтегазопромысловой геологией, направленные на эффективную разработку залежей УВ

 

1. детальное изучение природных резервуаров и содержащихся в них залежей УВ и создание статических моделей залежей УВ;

2. подсчет запасов нефти, газа и конденсата с целью оценки их промышленной ценности и обоснования высокоэффективной технологии разработки;

3. геологическое обоснование рациональных систем разработки залежей УВ и создание динамических моделей залежей (эксплуатационных объектов)

4. …

 

Нефть

По групповому УВ составу ( в % массе): метановые, нафтеновые, ароматические

 

По содержанию парафинов: малопарафинистые (не выше 1, 5 %)

Парафинистые 1, 51-6%

Высокопарафинистые выше 6%

 

По содержанию серы:

Малосернистые (до 0, 5%)
Сернистые (до 2%)

Высокосернистые (свыше 2%)

Серы в нефтях при содержании более 0, 5 имеет пром значение

По содержанию смол:

Малосмолистые менее 5%

Смолистые 5-15%

Высокосмолистые свыше 15%

 

Физические свойства нефти в стандартных условиях (20°С, 1 атм)

Плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения

 

Физические свойства нефти в пластовых условиях

Плотность, вязкость, газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения

 

Природный газ

Природный газ - смесь предельных УВ: метана, этана, пропана и бутана (в редких случаях: пентана, гексана и гептана, которые при снижении давления или температуры выделяются в виде жидкой фазы), которые в пластовых(газовая шапка газонефтяной залежи или в газовых залежах) и поверхностных условиях находятся в газообразной фазе, а также в растворенном состоянии в пластовых нефтях.

 

Жирные газы- более 150 г тяжелых УВ

Сухие – менее 75 г

 

ПГ могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газы гелий, аргон, неон

 

Этан при содержании в газе 3% и более, гелий при концентрации в свободном газе 0, 05% и сероводород 0, 5% по объему имеют промышленное значение.

 

Физические свойства ПГ:

Плотность-

Растворимость-

Коэффициент сжимаемости-

 

Дополнительные свойства: Молекулярная масса, плотность в с.у., относительная плотность по воздуху, среднекритическое давление и температура, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, растворимость газа, коэффициент сжимаемости, теплота сгорания.

 

Конденсат

Конденсат - жидкая углеводородная фаза выделяющаяся из газа при снижении давления в залежи ниже давления начала конденсации. В пластовых условиях конденсат обычно растворен в газе.

Бывают газы с: низким содержанием конденсата (до 15 см³/см³)
средним (150-300 см³/см³)
высоким(300-600 см³/см³)

очень высоким(более 600см³/см³)

 

Сырой конденсат – состоит из УВ, жидких при с.у., пентана и высших, в которых в свою очередь, растворено определенное количество газообразных УВ, а также сероводорода и других компонентов. Получают непосредственно из сепараторов.

Стабильный конденсат – состоит только из жидких УВ, пентана и высших, из газа сепарации, газа дегазации(смесь после сепаратора поступает в «бомбу»), дебутанизации и остатка стабильного конденсата. С_{5+высшие}

 

Свойства конденсата:

Плотность - 0, 6-0, 82 г/см3, зависит от компонентного состава.

Конденсатно-газовый фактор (КГФ)- показывает количество сырого конденсата в 1 м³ отсепарированного газа.

Газоконденсатный фактор - количество газа (м³), из которого можно получить 1 м³ конденсата. 1500-25000 м³/м³

Давление начала конденсации - давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости.

 

Газогидраты

Газогидраты – метастабильные(при изменении характеристик пласта -разлагаются) соединения газа и воды, которые могут образовываться при определенных температура и давлениях. Азот, метан, этан, пропан, i-бутан, углекислый газ, сероводород.

Общая формула: M*n*H₂O

 

Флюиды - пластовые воды

 

Все пластовые воды содержат соли, ионы, коллоиды и газы. Химический состав вод - состав растворенных в ней веществ.

 

Физические свойства:

· Минерализация- суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллоидов. г/л. пресные, соленые, рассолы

· Плотность- кг/м3, г/см3.

· Вязкость – мПа*с

· Отношение вязкости нефти к вязкости воды- чем меньше отношение, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти. Μ μ μ

 

Пластовая вода	Посторонняя вода
В продуктивной части пласта	В водоносной части пласта
Верхняя (залегает в пластах выше данного продуктивного пласта)
Связанная (в нефтяной и газовой части залежи), неподвижная вода, представлена монослоем прочносвязанной и полислоями рыхлосвязанной воды, адсорбированной на поверхности породы. Кв.св< 0, 2-гидрофобная, Кв.св> 0, 2-гидрофильная)	Законтурная (подпирает нефтяную или газовую залежи)
Нижняя ( в пластах, ниже данного продуктивного пласта)
Подвижная (вода в углах пор, капелярно-удержанная и капельная. Кподв.вод.нас.= отношение объема пор, занятых подвижной водой/объем пор)	Подошвенная(подстилает массивные нефтяную или газовую залежи)
Тектоническая(проникает в продуктивный пласт по тектоническим трещинам)
Техническая ( фильтрат ПЖ, проникшей в пласт в процессе вскрытия его скважинами. Появление ее в пласте нежелательно, т.к. в результате этого значитльно снижается продуктивность скважин, особенно газовых)
Технологическая(закачивается в пласт при искусственном заводнении)

 

 

Лекция 3

Нефтегазонасыщенность

Коэффициентом остаточной водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды к объему открытого пустотного пространства.

Ко.в.=Vо.в./Vо.п. Различают гидрофильные и гидрофобные коллекторы.

Лекция 4

Лекция 5

Наличие в залежи пластового давления близкого к гидростатическому свидетельствует о приуроченности залежи к инфильтрационной природной водонапорной системе (ПВС), наличие сверхгидростатического давления – о приуроченности залежи к элизионной ПВС.

Необходимо в процессе разработки контролировать изменение давления для КИН, чтобы получать дебиты нефти и газа и поддержания его выше давления насыщения нефти газом.

Природная водонапорная система (ПВС) – система гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них пластовыми (напорными) водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом движения подземных вод – единым генезисом. Каждая ПВС включает три основных элемента: область питания, область стока и область разгрузки.

Область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обуславливающее движение воды.

Область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод.

Область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением – трещинные зоны, тектонические нарушения), в которых происходит разгрузка пластовых вод.

ПВС делятся на: инфильтрационные (фильтрация внутри, область питания-реки, атмосферные осадки - выше области разгрузки – реки, ручьи, они выходят на дневную поверхность, ) и элизионные (область питания и область напора находятся внутри, в недрах, а область разгрузки – на поверхности, выше областей питания и напора, напор создается за счет выдавливания, гравитационных сил, характеризуются сверхгидростатическим пластовым давлением), различающиеся взаимным расположение указанных зон, условиями создания и величинами напора. Соответственно залежи УВ, приуроченные к разным видам ПВС обладают разными по величине пластовыми давлениями при одинаковой глубине залегания продуктивного пласта.

Природный режим залежи – совокупность естественных сил, обеспечивающих перемещение нефти и газа в пласте к забоям скважин.

Силы:

· напор краевых вод,

· упругие силы породы, нефти, газа и воды

· упругие силы растворенного газа

· силы гравитации

В зависимости от тех или иных движущих сил, наблюдается тот или иной природный режим залежи.

Для нефтяных залежей: по снижению КИН – водонапорный → упруговодонапорный→ газонапорный (режим газовой шапки)→ режим растворенного газа→ гравитационный

Для газовых залежей: газоводонапорный→ упругогазоводонапорный.

 

Упруговодонапорный режим

 

Упруговодонапорный режим – сила упругости породы, воды и нефти.

Проявляется в случае: 1) слабой связи зоны отбора с областью питания, 2) значительной удаленностью зоны питания от зоны отбора,

3) низкими коллекторскими свойствами, 4) повышенной вязкостью нефти (свыше 10-15 мПа/с), 5) большими размерами залежи.

При УВР пластовое давление непрерывно снижается в процессе разработки залежи и при прекращении отбора не восстанавливается до начального.

Характерно:

1) невысокие темпы отбора (4-5% от НИЗ в год).

2) невысокий КИН (0, 3-0, 4, может достигать 0, 6).

3) при снижении давления пластового ниже давления насыщения проявляется режим растворенного газа.

 

Картинка динамика основных показателей разработки при упруговодонапорном режиме.

 

 

Газонапорный режим

Газонапорный режим – силы упругости расширяющегося газа газовой шапки при снижении давления в нефтяной части пласта.

Условия проявления:

1) значительная высота залежи

2) большая высота газовой шапки

3) хорошая вертикальная проницаемость пород-коллекторов

4) низкая вязкость нефти (до 3 мПа/с)

5) отсутствие напора краевых вод («запечатанность» залежи)

Характерно:

1) постоянное снижение пластового давления пропорционально накопленному отбору нефти

2) сначала постоянным, затем резко возрастающим газовым фактором

3) добыча нефти без попутной воды (КИН=0, 35-0, 45)

4) при газонапорном режиме ГНК постепенно опускается, ВНК при запечатанности залежи практически не изменяется

5) выработка нефтяной части пласта осуществляется сверху вниз, поэтому скважины должны быть проперфорированы как можно ниже от ГНК.

 

Запечатанность – когда между водой и нефтью располагаются труднопроницаемые породы, и контакт нефти с водой затруднен

 

Картинка разработка при газонапорном режиме

 

Режим растворенного газа

 

Режим растворенного газа – силы расширяющегося растворенного газа

Проявляется при:
1) полном отсутствии напора законтурных вод, т.е. в случае запечатанности залежи

2) после упруговодонапорного режима

3) при снижении пластового давления ниже давления насыщения

 

 

Характерно:

1) после достижения максимальной величины добычи наблюдается ее резкое снижение

2) пластовое давление постоянно снижается

3) газовый фактор сначала постепенно возрастает, потом резко возрастает и снижается ниже его начальной величины

4) добыча нефти практические без попутной воды

5) вязкость нефти повышается за счет дегазации

6) ВНК и контур нефтеносности практически не меняются

7) КИН до 0, 3

 

Картинка динамика основных показателей при РРГ

 

Гравитационный режим

 

Гравитационный режим – силы тяжести и гравитации.

При этом размеры залежи уменьшаются за счет иссушения верхней части залежи.

Проявляется:
1) после РРГ

2) при большой высоте залежи (при крутых углах падения слоев)

3) при высокой проницаемости

Характерно: разработка залежи при гравитационном режиме осуществляется крайне низкими темпами (КИН до 0, 1)

 

Водонапорный режим

Силы: напор краевых вод.

Условия проявления режима аналогичны условиям в нефтяной залежи.

Эти условия способствуют сильному напору краевых вод, которые при образовании перепада давлений вскоре после начала отбора газа внедряются в залежь и занимают объем отобранного газа.

При равенстве объемов отобранного газа и внедрившейся в залежь пластовой воды, давление пласта практически не снижается, а ГВК постепенно повышается. Очень редко встречается в природе.

Газовый режим

Силы расширяющегося газа.

Проявляется в запечатанных ловушках, образовавшихся за счет тектонического экранирования и литологического ограничения.

Залежи обычно небольших размеров.

Для газового режима характерно: снижение пластового давления пропорционально отбору газа, т.к. внешних источников для поддержания пластового давления нет. На практике для характеристики режимов газоносных пластов используют коэффициент возмещения – он равен отношению объема поступившей за определенное время в пласт воды к объему газа в пластовых условиях, который был отобран за это же время. Для идеального водонапорного режима коэффициент возмещения=1, для идеального газового=0.

Величина отбора газа в газовых залежах с газовым режимом пропорциональна падению пластового давления и является постоянной величиной. На этом принципе основан метод подсчета запасов свободного газа в газовых залежах.

 

Картинка пример кривой падения давления при газовом и упруговодонапорном режиме

1 - нормальный закон падения пластового давления

2 - внедрение пластовых вод в залежь, проявление упруговодонапорного режима

3- если есть заколонные перетоки, то кривая отклоняется влево

Временная классификация запасов м/р перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (Приложения №3 к Приказу МПР РФ от 7 февраля 2001 - №-126 СКАЧАТЬ стр.13-16)

 

 

Лекция 6

Нефтепромысловая геология

 

Лекция 1. Вводная лекция.

Нефтегазопромысловая геология (НГПГ) – наука о залежах в статическом (нетронутое разработкой) и динамическом(тронутое разработкой) состоянии, о методах изучения ФЕС пород-коллекторов, содержащих УВ, о методах подсчета запасов (ПЗ) УВ в залежах и геологическом обосновании систем разработки залежей.

Разработке м/р предшествуют два этапа изучения м/р:

1) Поисково-оценочный. На поисково-оценочном этапе выявляются и подготавливаются к глубокому бурению ловушки с предполагаемыми в них залежами. Основной метод подготовки ловушки является сейсморазведка 3D. На подготовленной ловушке бурится 1ая поисковая скважина на НГ-перспективные горизонты с целью установления их НГ-носности и выявления залежей УВ. Завершается поисково-оценочный этап оценкой запасов УВ и заключением о целесообразности проведения дальнейших разведочных работ на территории установленной залежи.

2) Разведочный. На разведочном этапе производится глубинное бурение разведочных скважин с целью определения литологического состава и ФЕС пород-коллекторов, вмещающих УВ, устанавливаются тип и свойства флюидов, изучаются пластовые давление и температура, форма и размеры залежи, уточняются запасы залежей УВ на основе созданной статической геологической модели. Завершается разведочный этап созданием отчета «С подсчетом запасов и технико-экономическим обоснованием (ТЭО) планируемой системы разработки». По завершении разведочного этапа определяется изученность или готовность залежи к промышленной разработке.

Первый проектный документ на разработку.

Для нефтяных залежей – «Технологическая схема разработки залежи нефти»

Для газовых залежей - «Проект ОПР (опытно-промышленной разработки)»

В этих документах предусмотрен выбор системы разработки и экономическое обоснование рационального варианта разработки.

При проведении разработки залежей УВ проводится контроль и управление процессом разработки. При разбуривании залежи эксплуатационными скважинами в соответствии с первым проектным документом на разработку уточняются все элементы залежи.

Разведочные скважины – 2 и выше км. Эксплуатационные – 500-700 км.

Второй проектный документ на разработку – «Проект разработки» -составляется с целью уточнения системы разработки, ее совершенствования и повышения ее эффективности.

 

Раз в три года осуществляется «авторский надзор» за реализацией и за выполнением проектных решений.

В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться:

1) Проект пробной эксплуатации (на завершающем этапе разведки)

2) Технологические схемы разработки и дополнения к ним.

3) Проекты разработки и дополнения к ним.

4) Технологические схемы ОПР на отдельных участках и залежах.

5) Авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разработки и дополнений к ним.

 

Существуют:

Основные полезные ископаемые: нефть и природный газ.

Попутные полезные ископаемые: пластовые воды Н и Г м/р.

Попутные полезные компоненты разделяются на два вида: 1) то, что можно получить на сепараторе: растворенный в нефти газ и конденсат. 2) то, что можно получить химическим путем: из нефти и газа – сера, из нефти – гелий, тяжелые металлы, из газа – компоненты (пентан, гексан, сероводород, азот, аргон).

 

Нефть - смесь УВ метанового, нафтенового и ароматического состава, которая в пластовых и поверхностных условиях находится в жидком состоянии. Свойства: вязкость, плотность, начальное газосодержание, сернистость и парафинистость, смолистость.

Вязкость- свойство нефти при движении оказывать сопротивление перемещению ее частиц относ друг друга

Плотность- масса нефти в единице объема

Природный газ-

Конденсат-

Давление насыщения, гасосодержание, объемный и пересчетный коэффициент

 

 

Лекция 2

 

Основные задачи, решаемые нефтегазопромысловой геологией, направленные на эффективную разработку залежей УВ

 

1. детальное изучение природных резервуаров и содержащихся в них залежей УВ и создание статических моделей залежей УВ;

2. подсчет запасов нефти, газа и конденсата с целью оценки их промышленной ценности и обоснования высокоэффективной технологии разработки;

3. геологическое обоснование рациональных систем разработки залежей УВ и создание динамических моделей залежей (эксплуатационных объектов)

4. …

 

Нефть

По групповому УВ составу ( в % массе): метановые, нафтеновые, ароматические

 

По содержанию парафинов: малопарафинистые (не выше 1, 5 %)

Парафинистые 1, 51-6%

Высокопарафинистые выше 6%

 

По содержанию серы:

Малосернистые (до 0, 5%)
Сернистые (до 2%)

Высокосернистые (свыше 2%)

Серы в нефтях при содержании более 0, 5 имеет пром значение

По содержанию смол:

Малосмолистые менее 5%

Смолистые 5-15%

Высокосмолистые свыше 15%

 

Физические свойства нефти в стандартных условиях (20°С, 1 атм)

Плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения

 

12Следующая ⇒

Поделиться: