Геология нефти и газа

     Возникновение  переходной водонефтяной зоны  связано с удержанием воды, вытесняемой  нефтью в ходе формирования  залежи, поверхностными силами на  границе нефть-вода в порах  или же с капиллярным впитыванием  воды в нефтенасыщенный пласт. Толщина переходной водонефтяной зоны пропорциональна межфазному натяжению на границе нефть-вода и приблизительно обратно пропорциональна корню квадратному из проницаемости, поэтому толщина переходной водонефтяной зоны больше в малопроницаемых пластах, чем в высокопроницаемых. Фактическое распределение водонасыщенности в переходной водонефтяной зоне определяется либо по комплексу промыслово-геофизических исследований, либо расчётным путём по данным капиллярометрического исследования керна методами полупроницаемой мембраны или центрифугирования. В газовых залежах в области газо-водяного контакта также образуется переходная газо-водяная зона, толщина которой обычно в 2-3 раза меньше, чем толщина переходной водонефтяной зоны в пластах той же проницаемости, поскольку разность плотностей газа и воды больше, чем нефти и воды.

3.РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ  И ИХ СВЯЗЬ С ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ  УСЛОВИЯМИ ПЛАСТОВ.

          В газоносных пластах обычно наблюдаются два основных режима:

1)  газовый, или режим  расширяющегося газа;

2) водонапорный режим (лучше  газоводонапорный), когда движущей    силой    является    не    только расширение сжатого в пласте газа, но и давление активных напорных краевых вод, продвигающихся по мере эксплуатации залежи.

    В процессе эксплуатации  залежи распределение давлений  в ней существенно отличается  от распределения давлений в  неф­тяной залежи. Это связано с тем, что воронка депрессии в га­зовых пластах более крутая, чем в нефтяных, и поэтому пласто­вое давление в них уже в непосредственной близости от забоя скважины становится равным давлению, присущему данному пласту.

    Всякое изменение давления  в скважине очень быстро распространяется  на весь пласт. Это происходит  вследствие очень малой вязкости  газа и часто из-за значительной  проницаемости продуктивных горизонтов  для газов газовых месторождений. По­этому при более или менее  однородной физико-геологической  характеристике газовой залежи  пластовое давление в ней в  про­цессе эксплуатации можно считать всюду одинаковым, за исклю­чением небольших зон, непосредственно примыкающих к забоям скважин. Однако указанное распределение давлений и равно­мерность снижения пластового давления зависят от степени ли-тологической однородности и фациальной изменчивости пород газовой залежи. Иногда встречаются продуктивные газоносные горизонты настолько литологически неоднородные, что по от­дельным их зонам следует отбирать различные количества газа в целях создания равномерного снижения давления по всей га­зовой залежи.

    Газовый режим обычно  наблюдается в залежах газа, приуроченных  к линзам или к пластам, имеющим  ограниченное распространение. Иногда  в пониженной части таких коллекторов  находится вода, которая является  практически неподвижной и не  влияет на режим работы газового  пласта.

    Водонапорный режим газовой  залежи в свою очередь может  быть собственно водонапорным, когда  активные краевые воды продвигаются  от области питания под действием  силы тя­жести гидростатического столба жидкости, и упруго-водонапор­ным, когда краевые воды продвигаются под действием сил упру­гости жидкости и пород пласта.

    Очевидно, для газовых  месторождений условия образования  водонапорного и упруго-водонапорного режимов те же, что и для нефтяных месторождений, т. е. необходимы хорошая проницае­мость пород пласта, активность контурных вод и наличие боль­ших масс жидкости (при упругом режиме).

     Однако в условиях  эксплуатации газовых и нефтяных  место­рождений имеется существенное  различие, влияющее на их ре­жимы. Дело в том, что вязкость газа  примерно в 100 раз меньше вязкости  воды, а это создает наилучшие  условия для движения газа  в пористой среде газовых месторождений. Нефть же, добы­ваемая из нефтяных месторождений, имеет вязкость, в большин­стве случаев значительно большую вязкости воды. Лишь иногда вязкость нефти в пластовых условиях бывает примерно равной вязкости воды. Поэтому условия отбора газа из газовых место­рождений и нефти из нефтяных месторождений различны.

    Технология разработки  и эксплуатации газовых месторожде­ний позволяет добывать газ значительно более высокими тем­пами по сравнению с темпами добычи нефти на нефтяных место­рождениях. Краевые- воды при данных темпах отбора газа из пластов газовых месторождений, как правило, не могут воспол­нить объемы извлекаемого из пласта газа настолько, чтобы обес­печить поддержание пластового давления. Поэтому водонапор­ные режимы газовых месторождений с полным восполнением краевой водой объемов извлекаемого из пласта газа на практике встречаются чрезвычайно редко и в большинстве случаев при разработке газовых месторождений даже при условии продви­жения контурной воды пластовое давление снижается.

     Отношение объема  воды, поступающей в эксплуатирующийся  газовый пласт за определенное  время, к объему газа (в пласто­вых условиях), отобранному из пласта за то же время, назы­вают коэффициентом возмещения. Если, например, из пласта со средним пластовым давлением 10 МПа в течение года отрабо­тано 100 млн. м3 газа (в пластовых условиях это составит при­близительно 1 млн. м3) и при этом в залежь поступило 50 тыс. м3 воды, то коэффициент возмещения составит 5 %.

    Коэффициенты возмещения  у большинства газовых место­рождений  очень малы, и режимы их следует  рассматривать при­ближающимися к газовому.

   Однако коэффициент возмещения  — величина непостоянная, меняющаяся  во времени. Контурная вода продвигается  под влиянием создаваемой в  процессе эксплуатации разности  давле­ний на контуре газовой залежи и на контуре питания водонос­ного пласта. В первый период разработки и эксплуатации за­лежи скорость продвижения контурных вод незначительная, так как разность давлений на контуре залежи и на контуре пита­ния водоносного пласта мала. Но по мере эксплуатации залежи пластовое давление будет значительно падать, следовательно, увеличатся разность давлений и соответственно поступление воды в залежь. Следовательно, коэффициенты возмещения также возрастут. На конечной стадии разработки месторожде­ния пластовое давление значительно снизится и при некотором падении добычи газа, происходящем обычно в этот период, ко­эффициент возмещения может существенно возрасти и достиг­нуть величины, достаточной для возмещения всего отбираемого в этот период из пласта количества газа.

   Режим газовой залежи  и коэффициент возмещения можно  определить непосредственным наблюдением  за продвижением воды по скважине, а также расчетным путем. Однако  из-за зна­чительных расстояний между скважинами, достигающих 1,5— 2 км, и недостаточно совершенных методов отбивки положения контакта газ—вода в скважинах определение скорости продви­жения краевой воды в газовых месторождениях путем наблюдения весьма затруднительно.

Изменение в процессе эксплуатации залежи объема порового пространства, занимаемого газом, легче определять по соотно­шению между объемом извлекаемого газа и падением среднего пластового давления в залежи.

При газовом режиме количество газа, извлекаемого из пла­ста при снижении среднего пластового давления МПа, для различных интервалов времени является величиной посто­янной. Для водонапорного режима эта величина для различных интервалов времени неодинакова и возрастает в ходе эксплуа­тации.

4.МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ОЦЕНКИ  КОНЕЧНОЙ  НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ  ЗАПАСОВ.

   Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения kи.н. Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

   Значения коэффициентов извлечения нефти и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависят от ряда геолого-физических и технологических факторов. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной разработки залежей. На величину kи.н. оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия - природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

     Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т.е., с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строениязалежей.

   Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может проводиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2) подготовки месторождений к  разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

   В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

    На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

     На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ РФ балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. В технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

     Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации - на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, - на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Длянефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн. т извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных иводогазонефтяных зон. 

    По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе Доразведки,эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

     Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин используются данные эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующей дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

    Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,-на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

     Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.