Процесс нестационарного воздействия на пласты

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента Q, учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением:

V_н._ст. = Fh_н._эф. k_п.о. k_н. O

V_н.ст. = Fh_н._эф. k_п._эф. O

Умножив Vн.ст. на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Q_н._о. = Fh_н._эф. k_п._о. k_н. О_р. (1)

Q_н._о. = Fh_н._эф. k_п._эф. О_р. (2)

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используется произведение барического Кр и термического Кt коэффициентов:

К_рК_t = ((р_о L_о - р_ост. L_ост)/ Р_ст.) ((Т_о + t_ст.)/(T_о + t_пл.)) (3)

где, р_о - среднее значение пластового давления в залежи (ее части), Мпа;

L_о - поправка, обратнопропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z_о при давлении р_о, L_о = 1/Z_о;

р_ост. - среднее остаточное давление, установленное в залежи, когда давление на устье добывающей скважины равно стандартному, Мпа;

L_ост. - соответствует рост поправка на сжимаемость реальных газов, равная 1/Z_ост.;

Р_ст. - давление при стандартных условиях, равная 0, 1 Мпа;

Т_о = 273К; t_ст. = 20^оС; t_пл. - ср. температура в залежи в пластовых условиях, ^оС, значение коэффициента Z устанавливается обычно по опытным кривым.

Значение Р_скв._о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометром давления на устьях скважины, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

Р_скв._о = Р_скв._м , ^{1293х10-9Нк.п.Рг.} (4)

где,Р_скв._м - манометрическое давление на устье закрытой скважины, Мпа;

основание натуральных логарифмов;

Р_г - относительная плотность газа по воздуху;

Н_к._п. - глубина кровли плата в скважине.

Среднее остаточное пластовое значение в залежи получают для условий глубины Н_ц._т. на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления на устье всех скважин:

Р_отс. = 0, 1 ^{1293х10-9 Рц.т. Рг.} (5)

Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определением долей условности принимается на уровне половины высоты залежи, а массивной - на уровне одной трети высоты от газожидкостного контакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессе поисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальных пластовых давлениях, полученные лишь в поисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяется внимание, которое должно уделяться замерам пластового давления при геологоразведочных работах.

Среднее значение пластовой температуры tпл. вычисляются по данным о замерах в скважине, и также приводятся к уровню центра тяжести залежей.

В соответствии с изложенным, формулы для подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемным методом имеют следующий вид:

Q_г._о. = Fh_г._эф. k_п._о. k_г. K_p K_t (6)

Q_г._о. = Fh_г._эф. k_п._эф. K_p K_t (7)

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извлечена из недр, - извлекаемые запасы - определяется с помощью коэффициента извлечения k _извл.н.:

Q_н._извл. = Q_н._о. k_извл._н.(8)

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основными проблемами объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободного газа.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщенности пустого пространства и его изменчивости по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т.п. по существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежей идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статичных моделей постоянно совершенствуются , а иногда и в корне меняются.

Совершенствование статичных моделей происходит в результате, как увеличения объема наблюдений, так и привлечения новых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученности залежей или проще строение, тем проще модель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объема пород - коллекторов, объема пустотного пространства насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежей в целом и т.п.

Заключение

В XXI в. для поддержания уровня добычи во многих районах необходимо эффективно использовать имеющиеся месторождения, большинство которых из числа разрабатываемых находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Их доля может еще уменьшится в связи с неожиданным падением цен на нефть, что может случиться в любое время. К сожалению, имеется ряд негативных последствий сверх интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов. Форсированная разработка как нефтяных, так и газовых месторождений привела к тому, что текущий коэффициент нефтеотдачи в даже на завершающей стадии активного освоения составляет всего лишь 25-30 %, а в юрских отложениях - 15 %. Обводненность добываемой продукции в среднем составляет 82 %. Есть разрабатываемые месторождения, где в добываемой жидкости из скважин нефть составляет менее 10 %.

Среднесуточный дебит нефти одной скважины сегодня 7,4 т, и только высокая цена на нефть позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Кстати, и скважинный среднесуточный дебит газа немного превышает 6000 м3. Флюидодинамические процессы в газовых месторождениях более мобильны, и чрезмерно форсированный отбор ведет не только к быстрой потере пластовой энергии, но и снижению ресурсного потенциала, что можно наблюдать на газовых гигантах. Следовательно, без ввода в разработку новых месторождений на добыча газа будет снижаться.

Обладая мощной нефтегазовой индустрией во всей совокупности, приходится решать сложные задачи. Видимо, в новой стратегии развития нефтегазовой промышленности определяющим должно быть усиление роли государственных рычагов управления. По мнению российских ученых и независимых экспертов необходимо учитывать и постоянно корректировать такие важные параметры, как: экспортное и внутреннее потребление; оперативное регулирование финансовыми и инвестиционными потоками; налоговую систему; наличие резервных объемов нефти и газа, в т.ч. в подземных нефтяных и газовых хранилищах, которые можно использовать в качестве залогового инструмента; восполнение рентабельных разведанных запасов за счет открытия собственных крупных и высокодебитных месторождений, а также приобретения лицензионных участков (концессий) за рубежом; эффективное освоение имеющегося фонда месторождений и скважин с трудноизвлекаемыми запасами, предусматривая выборочную реабилитацию залежей нефти и газа; новейшие научные достижения и эффективное использование новых технологий.

Объективная оценка ситуации заключается в том, что очень мала возможность ввода в разработку новых крупных и высокодебитных (еще даже не выявленных) месторождений на территории в ближайшие 20-25 лет, так как поисково-разведочные работы, как правило, не ориентированы на новые объекты, а привязаны к уже освоенным месторождениям и проводятся в очень малых объемах. Возможно в ближайшие два-три десятилетия в нефтяной промышленности России основными объектами будут уже разрабатываемые месторождения.

В качестве первоочередных мер, предусматривающих фундаментальные научные проработки и организационно-техническое и технологическое обеспечение, можно обозначить следующие: 1. Настойчиво проводить поиски крупных высокодебитных нефтегазовых месторождений в новых районах на суше и на шельфе и в глубоких продуктивных этажах, в том числе в палеозое на основе принципиально новых методик и технологий с учетом современных флюидодинамических процессов. Фундаментный палеозой может рассматриваться как главный источник увеличения ресурсной базы. 2. Осуществить пересчет (уточнение) остаточных запасов на разрабатываемых или законсервированных объектах. Периодически производить оценку-экспертизу активных запасов с ранжировкой по продуктивности. Это чрезвычайно важно для текущего и перспективного планирования добычи в стране и для отдельных нефтегазовых компаний. 3. Определить индивидуально для каждого объекта оптимальные, щадящие режимы разработки (доразработки) и методы возможно-допустимой интенсификации. Предусмотреть реабилитационные циклы для месторождений и залежей с выработанными активными запасами. Значительная часть "поврежденных" нефтегазонасыщенных объектов должна быть возвращена в состояние относительного покоя (релаксации) для стабилизации флюидо-динамического равновесия системы. Месторождение для разработки должно передаваться одному недропользователю. Нельзя дробить месторождения на участки и отдельные лицензионные блоки. 4. Для проверки научных концепций и разработки новых геолого-геофизических и промысловых технологий на основе "видения" динамических процессов целесообразно создать несколько региональных мониторинговых полигонов. Уверенная стратегия дальнейшего развития нефтегазового комплекса России может быть определена только после государственной ревизии имеющихся запасов на всех открытых месторождениях, а также в ходе уверенной реализации поисковых проектов.

Список используемой литературы

1. «Физика нефтегазового пласта» Г.П. Зозуля, Н.П. Кузнецова, А.К. Ягафаров

2. Экспериментальные и промысловые испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, А.В. Билинчук //М, Бурение и нефть. -2006.- № 7/8. - с. 8-11.

3. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Критериальный выбор объектов разработки ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» для применения нестационарного заводнения // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2005.- вып. 132.- с. 135-145.

4. Расчет параметров проведения технологии нестационарного заводнения на примере конкретно выбранного участка воздействия / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, И.И. Минаков, А.В. Билинчук // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 28-43.

5. Разработка и испытания обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Т.С. Рогова, А.В. Билинчук // Нефтепромысловое дело.- 2006.- № 9. с. 26-31.

6. Крянев Д.Ю., Петраков А.М., Билинчук А.В. Результаты применения нестационарного заводнения на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Д.Ю. Крянев, А.М.Петраков, Ю.В. Шульев, А.В. Билинчук // Нефт. хоз.- 2006.- № 11.

7. Билинчук А.В., Баишев А.Б., Кузнецов В.В. Изучение природной анизотропии напряженного состояния продуктивных пластов в целях расширения информационной базы проектирования разработки нефтяных залежей // Сб. науч. тр./ ВНИИнефть.- 2006.- вып. 133.- с. 144-148.

8. К вопросу о качестве построенной геолого-технологической модели - основы мониторинга разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Шульев, В.П. Волков, А.И. Рыков, Л.С. Бриллиант, А.С. Шубин, А.В. Билинчук // Вестник ЦКР Роснедра.- 2005.- вып. 2, с. 104-117

Размещено на Allbest.ru