Вопрос 2.

Особенности фильтрации нефти и воды в по­ристо-трещиноватых коллекторах.

Для понимания особенностей фильтрации жидкости и газа втрещиноватых породах в нефтегазовой одземной гидромеханике рас­сматри-. вают две модели пород - чисто тре­щиноватые и трещиновато-пористые (рис. 12.1). В чисто трещиноватых породах (см. рис. 12.1, а) блоки породы, расположенные между трещинами, практически непрони­цамы,движение жидкости и газа происходит только по трещинам (на рисунке показано стрелками), т. е. трещины служат и коллекто­рами, и проводниками жидкости к скважинам. К таким породам относятся сланцы, кристал­лические породы, доломиты, мергели и неко­торые известняки. Рассматриваятрещиноватую породу с жидкостью как сплошную среду, нужно заэлемент породы принимать объем, содержащий большое количествоблоков, и усреднение фильтрационных характеристик проводить в пределах этого элемента, т.е. масштаб должен быть гораздо большим, чем впористой среде. Если представить себе блок в виде куба со стороной а = 0,1 м, то в качестве элементарного объема надо взять куб со сто­роной порядка 1 м.  Выведем дифференциальные уравнения дви­жения жидкости и газа в деформируемой тре­щиновато-пористой среде, считая, что в каж­дой точке имеются два давления (р в системе трещины, />2 в пористых блоках) и двескоро­сти фильтрации- 1 и и 2 соответственно. Пере­токи между средамиопределяются формулами (12.9) или (12.10). Подземная гидромеханика - наука о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых горных породах. Она является той областью гидромеханики, в которой рас­сматривается не движение жидкостей и газов вообще, а особый вид их движения-фильт­ращ1я, которая имеет свои специфические особенности. Она служиттеоретической осно­вой разработки нефтяных, газовых игазокон­денсатных месторождений. Вместе с тем ме­тодами теориифильтрации решаются важней­шие задачи гидрогеологии, инженерной геоло­гии, гидротехники, химической технологии и т.д. Расчет притоков жидкости к искусственным водозаборам и дренажным сооружениям, изу­чение режимов естественных источников и подземных потоков, расчет фильтрации воды в связи с сооружением и эксплуатацией плотин, понижением уровня грунтовых вод, проблемы подземной газификации угля, задачи о движе­нии реагентов через пористые среды и специ­альные фильтры, фильтрация жидкостей и газов через стенки пористых сосудов и труб-вот далеко не полный перечень областей широ­кого использования методов теории фильтра­ции. Природные жидкости (нефть, газ, подземные воды) находятся, в основном, в пустотах-порах и трещинах осадочных горных пород. Их дви­жение происходит либо вследствие естествен­ных процессов (миграция углеводородов), либо в результате деятельности человека, свя­занной сизвлечением полезных ископаемых, строительством и эксплуатацией гидротехни­ческих сооружений. Движение жидкостей, газов и их смесейчерез твердые (вообще го­воря, деформируемые) тела, содержащиесвя­занные между собой поры или трещины, на­зывается фильтрацией.Теория фильтрации, являющаяся разделом механики сплошной среды, получила большое развитие в связи с потребностями гидротехники, гидромелиора­ции, гидрогеологии, горного дела, нефтегазо­добычи,химической технологии и т.д. Теорети­ческой основой разработки нефтегазоводо­носных пластов служит нефтегазовая подзем­наягидромеханика, изучающая фильтрацию нефти, газа и воды в пористых и (или) трещи­новатых горных породах. Промысловые данные, а также данные иссле­дования кернов и шлифов свидетельствуют о том, что трещиноватые породы имеют слож­ное строение, а движение в них жидкости и газа отличается некоторымиособенностями по сравнению с движением в пористой среде. Втрещиноватой породе имеются микро- и макротрещины, мелкие и крупные каверны, полости сама порода - матрица (пространство между трещинами) может быть абсолютно непроницаемой или представлять С069Й обычнуюпористую среду. Раскрытия макро­трещин имеют порядок 1мм, а в отдельных случаях и больше, микротрещин -1 -100 мкм. Исходя из того, чтосопротивление движению жидкости в трещиноватых породах достаточно велико, считается, что макротрещины не имеют значительной протяженности и в боль­шинстве случаев соединяются между собой­микротрещинами, которые и создают большие сопротивления.
Вопрос 3.
Основы разработки нефтяных месторожде­ний.
Разработка месторождений полезных иско­паемых – система организационно – техниче­ских мероприятий по добыче полезных иско­паемых из недр. Разработка нефтяных и газо­вых месторождений осуществляется с помо­щью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми). Под системой разработки нефтяных месторо­ждений и залежей понимают форму организа­ции движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных месторождений определяют: •порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; •сетки размещения скважин на объек­тах, темп и порядок ввода их в работу; •способы регулирования баланса и использо­вания пластовой энергии. Следует различать системы разработки много­пластовых месторождений и отдельных зале­жей (однопластовых месторождений). Объект разработки – один или несколько про­дуктивных пластов месторождения, выделен­ных по геолого-техническим условиям и эко­номическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин. При выделении объектов следует учитывать: •геолого-физические свой­ства пород-коллек­торов; •физико-химические свой­ства нефти, воды и газа; •фазовое состояние углеводородов и режим пластов; •технику и технологию эксплуатации скважин. Объекты разработки подразделяют на само­стоятельные и возвратные. Возвратные объ­екты, в отличие от самостоятельных, предпола­гается разрабатывать скважинами, эксплуати­рующими в первую очередь какой-то другой объект. Сетка размещения скважин. Сетка скважин – характер взаимного располо­жения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадрат­ными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между сква­жинами. Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это поня­тие очень сложное. Плотность сетки определя­ется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плот­ностью сетки (30 60)·104 м2/скв. На Туймазин­ском месторождении плотность сетки 20 104 м2/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –60 104 м2/скв. – 1000 м 600 м, Самотлорском – 64 104 м2/скв. Стадии разработки месторождений. Стадия – это период процесса разработки, ха­рактеризующийся определенным закономер­ным изменением технологических и технико- экономических показателей. Под технологиче­скими и технико- экономическими показате­лями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (нако­пленную) добычу нефти, текущую и суммар­ную добычу жидкости (нефти и воды), обвод­ненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жид­кости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пла­стовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газо­вый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных кважин, себе­стоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатацион­ные расходы, приведенные затраты. По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пласто­вого типа в гранулярных коллекто­рах при во­донапорном режиме (рис. 6.1). Графики по­строены в зависимости от безразмерного вре­мени , представляющего со­бой отношение накопленной до­бычи жидкости к балансовым за­пасам нефти.

Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости Tдж и обводненности

продукции в n при водонапорном режиме с выделе­нием стадий раз­работки: 1 – освое­ние эксплуатаци­онного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 – значитель­ное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется: •интенсивным ростом добычи нефти до мак­симально заданного уровня (прирост состав­ляет примерно 1 2 % в год от балансо­вых за­пасов); •быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 0,8 от максимального; •резким снижением пластового давле­ния; •небольшой обводненностью продук­ции (об­водненность продукции достигает 3 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа с и 35 % при повышенной вязкости); •достигнутым текущим коэффициен­том неф­теотдачи (около 10 %). Продолжительность стадии зависит от про­мышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам). Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется: •более или менее стабильным высо­ким уров­нем добычи нефти (максимальный темп до­бычи нефти находится в пределах 3 17 %) в течение 3 7 лет и более для месторожде­ний с маловязкими нефтями и 1 2 года – при повы­шенной вязкости; •ростом числа скважин, как правило, до мак­симума за счет резервного фонда; •нарастанием обводненности продук­ции (ежегодный рост обводненности состав­ляет 2 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от несколь­ких до 65 %); •отключением небольшой части сква­жин из-за обводнения и переводом многих на механизи­рованный способ добычи нефти; •текущим коэффициентом нефтеот­дачи , со­ставляющим к концу стадии 30 50 %, а для месторождений с "пиком" добычи – 10 15 %. Третья стадия – значительное снижение до­бычи нефти – характеризуется: •снижением добычи нефти (в среднем на 10 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 10 % при нефтях повышенной вязкости); •темпом отбора нефти на конец ста­дии 1 2,5 %; •уменьшением фонда скважин из-за отключе­ния вследствие обводнения продук­ции, пере­водом практически всего фонда скважин на механизированный способ до­бычи; •прогрессирующим обводнением про­дукции до 80 85 % при среднем росте обвод­ненности 7 8 % в год, причем с большей интен­сивностью для месторождений с нефтями по­вышенной вязкости; •повышением текущих коэффициентов нефте­отдачи на конец стадии до 50 60 % для ме­сторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа с и до 20 30 % для месторождений с неф­тями повышенной вязкости; •суммарным отбором жидкости 0,5 1 объема от балансовых запасов нефти. Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от про­должительности предыдущих стадий и состав­ляет 5 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изме­нению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно оп­ределить по точке перегиба кривой обводнен­ности. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 90 % извлекаемых запасов нефти. Четвертая стадия – завершающая – характери­зуется: •малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1 %); •большими темпами отбора жидкости (водо­нефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3); •высокой медленно возрастающей обводнен­ностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %); •более резким, чем на третьей стадии, умень­шением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет при­мерно 0,4 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); •отбором за период стадии 10 20 % балансо­вых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоста­вима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономи­ческой рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна экс­плуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продук­ции примерно на 98 %. Разме­щение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении. Для поддержания пластового давления и уве­личения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в ши­роких пределах, применяют закачку под дав­лением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый ме­тод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Разли­чают законтурное, внутриконтурное и площад­ное заводнение нефтяных пластов. При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, раз­мещаемые за внешним контуром нефтеносно­сти по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефте­носности рядами параллельно контуру. Сум­марный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды(рис. 6.2).

 

Рис. 6.2. Схема законтурного заводнения

 

На больших ме­сторождениях применяют внут­риконтурное заводнение – разрезание на­гне­тательными рядами на отдельные эксплуа­тационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 2 м3 воды. Площадное заводнение применяется как вто­ричный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значитель­ной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнета­тельных скважин, расположенных равномерно по всей залежи. Нормальный расход воды – 10 15 м3 на 1 т нефти. Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворен­ного газа), но в настоящее время оно практи­чески исчерпало свои возможности, и для по­вышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды. К таким относятся: щелочное заводнение, по­лимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипласто­вого горения нефти. Кроме этих методов вне­дряют в практику цикличное заводнение, из­менение направлений фильтрационных пото­ков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, сформированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д.

 

Билет№3
Вопрос 1.
Характеристика нефтяных месторождений.
Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, т.е. при разработке нефтяной (газовой) залежи. Основными свойствами коллекторов являются пористость, проницаемость горных пород и насыщенность их нефтью, газом или водой. Гранулометрический состав:Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней равных по размеру зерен, составляющих данную породу, его выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы. От егосостава зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная площадь поверхности, капиллярные свойства. Исследования показали, что размер зерен большинства нефте- содержащих пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Механический состав породы определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ применяется для рассева фракций песка размером до 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации, который основан на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости. Пористость:Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор), вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость. Общая пористость характеризуется отношением общего объема всех пустот породы, включая поры, связанные и не связанные между собой к объему всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объему всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа. На основе изложенных определений можно записать: mобщ = Vпор / Vг.п; (1.1) mоткр = Vпор сооб / Vг.п; (1.2) mэф = Vпор дв / Vг.п, (1.3) где mобщ, mоткр, mэф – соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; Vпор – объем всех пор (пустот) в горной породе; Vпор сооб – объем сообщающихся пор (пустот); Vпор дв – объем пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; Vг.п – объем горной породы. Поровые каналы нефтяных и газовых пластов можно разделить следующим образом (по величине поперечного размера): – сверхкапиллярные – более 0,5 мм; – капиллярные – от 0,2 мкм (0,2 · 10–3 мм) до 0,5 мм; – субкапиллярные – менее 0,2 мкм. По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение жидкости под действием гравитационных сил. По капиллярным каналам движение жидкости происходит при значительном участии капиллярных сил (т.е. свободное движение под действием гравитационных сил по таким каналам невозможно). В субкапиллярных каналах из-за влияния поверхностно-молекулярных сил движение жидкости при градиентах давлений, создаваемых в продуктивных пластах, не происходит. Горные породы, поры в которых представлены в основном субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Примеры таких пород – глины, глинистые сланцы. Пористость породы выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно: пески – 20–25, песчаники – 10–30, карбонатные породы –10–25 %. Проницаемость:Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость: абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью). Эффективная (фазовая) – проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом. Относительная – отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к ее абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве. С увеличением содержания воды более 20 % проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80 % движение нефти почти прекращается. Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений: k = QμL/FΔР; (1.4) k = Q0μLР0/FΔР, (1.5) где k – проницаемость, м2 Q – объемный расход жидкости, м3 /с; μ –динамическая вязкость жидкости, Па∙с; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости, м; F – площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца,м2;

ΔР – перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; Q0 – объемный расход газа при атмосферном давлении Р0, м3/с. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация [