Разработка месторождений газа и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Природные режимы залежи нети и газа

Гравитационный режим

1

а

2

3

ВНКнач

qн,%

	10
	8
б	6	Режим
	4	раство-				Гравитационный
		ренного
	2						режим
		газа
		0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 kизвл.н

Гравитационный режим - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти.

Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта.

Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи.

Нефть отбирается очень низкими темпами - менее 2-1 % в год от начальных извлекаемых запасов.

Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти.

Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли МПа, газосодержание пластовой нефти - единицы кубометров в 1 м3.

а - изменение объема залежи в процессе разработки; б - динамика годовых отборов нефти qн,: 1- 3 - последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти;

СПБГУАП12 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Природные режимы залежи нети и газа

Газовые и газоконденсатные залежи

При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте.

Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы).

Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме объем залежи практически не меняется. Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается.

По газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной. Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным залежам в период максимальной добычи до 8-10°/о начальных запасов в год и более.

Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие - 0,9-0,97.

СПБГУАП13 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону

Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону.

Их можно разделить на три группы:

		2) методы, повышающие
	1) методы поддержания	проницаемость пласта и	3) методы повышения
	пластового давления	призабойной зоны
			нефтеотдачи и газоотдачи
	(заводнение, закачка газа в	(солянокислотные обработки
			пластов.
	газовую шапку пласта);	призабойной зоны пласта,
		гидроразрыв пласта и др.);

СПБГУАП14 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Методы поддержания пластового давления

Законтурное заводнение

Метод законтурного заводнения применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины,

размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии

100 м и более.

Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура

нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

В н у т р е н н и й к о н т у р н е ф т е н о с н о с т и В н е ш н и й к о н т у р н е ф т е н о с н о с т и

Н е ф т я н а я с к в а ж и н а К о н т р о л ь н ы е с к в а ж и н ы

Н а гн е т а т е л ь н ы е с к в а ж и н ы

СПБГУАП15 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Методы поддержания пластового давления

Приконтурное заводнение

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем

Внутренний контур нефтеносности Внешний контур нефтеносности

Нефтяная скважина Контрольные скважины Нагнетательные скважины

СПБГУАП16 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Методы поддержания пластового давления

Внутриконтурное заводнение

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

Нетрудно видеть, что методами заводнения искусственно создается жестководонапорный режим работы залежи.

а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин; б) блочная система заводнения; в) очаговое заводнение;

г) избирательное заводнение; д) площадное заводнение.

СПБГУАП17 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Методы поддержания пластового давления

Закачка газа в газовую шапку нефтяного пласта

Для поддержания пластового давления применяют также метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта. В этих целях используют нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут.

В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пласта, или бурят специальные скважины. Нагнетание газа в пласт производят при давлениях выше пластового на 10…20 %.

Как видно, при закачке газа в газовую шапку искусственно создается газонапорный режим работы залежи. В настоящее время этот метод применяют редко в связи с дороговизной процесса и дефицитностью самого газа.

СПБГУАП18 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны

Механические

Химические

Физические

Гидроразрыв пласта

Гидропескоструйная

перфорация

Торпедирование

скважин

Обработка	Тепловые
кислотами	обработки

Обработка ПАВ

Вибровоздействия

Обработка

химреагентами

Обработка

органическими

растворителями

СПБГУАП19 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны

Механические методы

Гидроразрыв пласта

Гидропескоструйная перфорация

Торпедирование скважин

СПБГУАП20 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны

Химические методы

Обработка кислотами

Обработка ПАВ

СПБГУАП21 | Контакты https://newРазработка месторождений.guap.ru/i03/contactsгаза и нефти