Дисциплина Нефтегазопромысловая геология.
Лекция 13
Тема лекции: ГЕОЛОГО_ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
В лекции 12 были освящены различные системы разработки для нефтяных залежей.
Система разработки с использованием напора подошвенных вод.
Система разработки с использованием энергии выделяющегося из нефти газа
Система разработки с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки.
Система с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК.
Дали определение эксплуатационных объектов - Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.
Слайд_1
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:
— общие сведения (назначение скважины;
— местоположение (координаты);
— альтитуда устья;
— даты начала и окончания бурения;
— способ бурения;
— глубина забоя;
— целевой горизонт;
— дата ввода в эксплуатацию);
Слайд 2
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
— геолого-технический разрез скважины:
— литолого-стратиграфическая колонка;
— основные кривые геофизического комплекса исследований скважины;
— схема ее конструкции;
— характеристика кривизны;
— характеристику продуктивных пластов и фильтра:
— глубина кровли и подошвы пластов;
— интервалы перфорации;
— характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность;
Слайд 3
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
— результаты освоения скважины:
— вскрытый пласт, начало освоения;
— среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:
— способ эксплуатации;
— дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;
— показатели давления;
— коэффициент продуктивности;
— физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта:
— описание пород;
— коэффициенты пористости;
— проницаемости;
— нефтегазоводонасыщенности;
— неоднородности;
— положение ВНК (ГНК, ГВК);
Слайд 4
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
— результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);
— характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);
Слайд 5
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
— характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);
— аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).
Слайд 6
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
Паспорт содержит:
— сводную таблицу работы скважины;
— месячные и годовые показатели (из карточки скважины);
— суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.
Слайд 7
Слайд 8
Слайд 9
Слайд 10
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
4.Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.
Слайд 11
Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом.
Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах — в паспорте объекта разработки и на графике разработки.
В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки. Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:
средние параметры объекта до начала разработки;
свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности;
свойства газа;
свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);
данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);
данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).
Слайд 12
Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом.
Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются.
При этом приводятся:
-максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения:
-средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу;
-средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды;
-удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину;
-разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин.
- максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения;
- основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных;
- количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа);
- средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания;
- плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин;
Слайд 13
Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом.
Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются:
-добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов;
-добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; -текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т;
-среднегодовая обводненность продукции в процентах;
- добыча жидкости за год и с начала разработки в м3 в переводе на пластовые условия;
-закачка воды за год в м3 и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях;
-закачка воды с начала разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях;
Слайд 14
Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом.
-добыча попутного газа за год в м3;
-средний газовый фактор;
-фонд добывающих скважин;
- фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации);
-число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда;
-число специальных скважин;
-средний дебит одной новой добывающей скважины;
-среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора.
Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2—20; 20—50: 50—90; более 90 %.
Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному объекту.
Слайд 15
Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом.
График разработки составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки.
Слайд 16
Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом.
На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.
В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых особенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.
Слайд 17
Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом.
При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.
Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки спроектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.
Слайд 18
Слайд 19
Слайд 20
Слайд 21
Слайд 22
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
За контур питания в условиях водонапорного режима принимается линия, соответствующая выходам пласта, откуда он пополняется поверхностными водами (см. рис. 3), или линия, на которой расположены нагнетательные скважины.
Слайд 23
Слайд 24
Слайд 25
КАРТЫ ИЗОБАР
Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.
Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.
Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.
При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления.
При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате.
Слайд 26
При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи
Слайд 27
Карты изобар
Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.
Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.
Слайд 28
Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).
Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.
Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле:
где pi - среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi - площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n - количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.
Слайд 29
Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи - последовательно выполняют следующие операции.
1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения fi, и hi, для элементов площади между отдельными изопахитами.
2. Строят карту равных значений произведения ph , где р - приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.
Слайд 30
Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи - последовательно выполняют следующие операции.
3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения ( ph ) i
4. Находят среднее значение по формуле:
где V - нефте(газо)насыщенный объем залежи; n - количество элементов площади с разными средними значениями ph ; т - количество элементов площади залежи с разными средними значениями h .
Слайд 31
По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное поплощади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему - при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров).
Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.
С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки.
Дисциплина Нефтегазопромысловая геология.
Лекция 13
Тема лекции: ГЕОЛОГО_ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
В лекции 12 были освящены различные системы разработки для нефтяных залежей.
Система разработки с использованием напора подошвенных вод.
Система разработки с использованием энергии выделяющегося из нефти газа
Система разработки с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки.
Система с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК.
Дали определение эксплуатационных объектов - Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.
Слайд_1
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:
— общие сведения (назначение скважины;
— местоположение (координаты);
— альтитуда устья;
— даты начала и окончания бурения;
— способ бурения;
— глубина забоя;
— целевой горизонт;
— дата ввода в эксплуатацию);
Слайд 2
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
— геолого-технический разрез скважины:
— литолого-стратиграфическая колонка;
— основные кривые геофизического комплекса исследований скважины;
— схема ее конструкции;
— характеристика кривизны;
— характеристику продуктивных пластов и фильтра:
— глубина кровли и подошвы пластов;
— интервалы перфорации;
— характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность;
Слайд 3
Дата: 2019-02-02, просмотров: 471.
