Основы добычи нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

нефть пластовый нижневартовский обсадной

В настоящее время в Российской Федерации разрабатываются тысячи нефтяных и газовых месторождений. Развитие промышленности заставило человечество обратить свой взор на нефть и природный газ. В связи с ростом добычи этих ископаемых в народном хозяйстве сформировался ряд производственных отраслей: нефтяное машиностроение, бурение, промысловое дело, нефтехимическое производство и другие отрасли. Крупнейшие месторождения в значительной мере уже выработаны. Более высокие, чем в предыдущие годы, технические возможности разведки позволили открыть много нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Возросло число месторождений высоковязких нефтей; нефтегазовых и нефтегазоконденсатных с трещиноватыми и трещинопоровыми коллекторами. Многие новые нефтяные и газовые месторождения расположены в отдалённых необжитых районах: север европейской части России, Западная и Восточная Сибирь, арктический и тихоокеанский шельфы. Ведущее место в мировой газодобывающей индустрии принадлежит России.

Предполагается, что преобладающим энергоносителем наступившего XXI века будет природный газ, газовая промышленность явится стержнем дальнейшего структурного совершенствования мирового энергетического баланса. Свойства природного газа - теплоэнерготехнологические, экономические и экологические - превращают его в идеальный продукт для энергоснабжения в современном мире.

В течение последних 15 - 20 лет в мире существенно изменилась экономическая ситуация. Цена на нефть и газ почти непрерывно возрастает; возрастают налоги на их добычу, а также требования к охране окружающей среды и недр и, соответственно и экономические затраты на эту охрану.

В сложившихся экономических условиях должна проявляться инновационная активность нефтегазодобывающих компаний, способных осуществлять экономически рентабельные новации, пригодные для тиражирования и реализации на многих нефтяных и газовых месторождениях. Основой почти всех реализуемых технологий разработки нефтяных месторождений является заводнение с использованием различных полимеров, поверхностно-активных веществ, углекислоты и щелочей, в т.ч. - генерируемых в пластах, виброволновых воздействий и др. Расчёты сложных процессов разработки нефтяных месторождений требуют учёта многофазности и многокомпонентности потоков в пластах, фазовых переходов, изменчивости свойств фильтрующихся в пластах веществ.

Строительство и эксплуатация скважин в районах распространения многолетнемёрзлых пород приводят к нарушению их термического режима, следствием которого являются серьёзные осложнения, такие как кавернообразование при бурении под кондуктор, низкое качество цементирования, неустойчивость приустьевых площадок в период бурения и эксплуатации скважин, разрыв и смятие колонн при их простое и т.п.

Лучший путь предотвращения осложнений при строительстве и эксплуатации скважин состоит в том, чтобы на базе современной техники бурения и эксплуатации скважин противодействовать нежелательным явлениям на основе технологических решений. Для этого необходимо знать ряд свойств, определяющих реакцию пород в составе мёрзлой толщи на тепловое воздействие. Поэтому одной из основных задач является установление причинно-следственной связи между основными физическими свойствами мёрзлой толщи и осложнениями при строительстве и эксплуатации скважин.

Чрезвычайно важной областью функционирования нефтегазового комплекса является производство труб нефтяного сортамента. Но дело не ограничивается простым их изготовлением. Нужно, во-первых, разработать такие конструкции труб, которые удовлетворяли бы потребности нефтяников при бурении скважин, добыче и транспортировке нефти и газа. А каждая часть нефтегазового комплекса предъявляет к трубам различные требования, которые обусловливают соответствующие конструктивные решения. Таким образом, труба - это не просто отверстие в металлической оправе.

Во-вторых, трубы нужно не только спроектировать и изготовить, а ещё и грамотно эксплуатировать. В скважине должны находиться только те трубы, которые нужны на данном этапе нефтегазового производства, их материал и размеры должны удовлетворять условиям безаварийной работы в скважине. Что же такое трубы нефтяного сортамента? Под этим термином понимают все трубы, спускаемые в скважину. Они подразделяются на бурильные, обсадные и насосно-компрессорные. Описанию их условий работы, конструктивных особенностей и посвящаются главы этой книги.

Знание трубного хозяйства необходимо любому специалисту-нефтянику. Где бы вы ни работали, вам придется всегда сталкиваться с приемкой, ремонтом и эксплуатацией той части трубного хозяйства, которая обслуживает вашу сферу деятельности.

Разработка нефтяных и газовых месторождений как учебная дисциплина принадлежит к категории инженерных дисциплин, одной из наиболее насыщенных математическими методами решения производственных задач. Это обусловлено необходимостью подготовки инженерных решений (проектов) не в описательном, а в количественном виде. Таким образом разработка месторождений углеводородов - это самостоятельная комплексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с моделированием пластов и протекающих в них процессов, с учением о системах и технологиях разработки месторождений, проектированием и регулированием процессов. Наиболее полное извлечение из недр нефти, газа и газоконденсата - главное направление рационального использования недр с осуществлением энергосберегающих и природоохранных мероприятий.

Изучение данной дисциплины базируется на знаниях студентов таких дисциплин как «Высшая математика», «Физика нефтяного и газового пласта», «Подземная гидромеханика нефтяного и газового пласта», «Геология нефтяных и газовых месторождений», «Химия нефти и газа», «Основы нефтегазового дела».

При написании книги использован опыт работы авторов по рассмотренным вопросам, а также материалы научно-исследовательских, проектных и технологических институтов и организаций, опубликованные в периодической и специальной литературе.

Авторы выражают признательность профессорам, докторам технических наук Ю.З.Ковалеву, А.П.Медведеву, преподавателям и сотрудникам Нижневартовского филиала Омского государственного технического университета, сотрудникам ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Русснефть», ОАО «Трубная металлургическая компания», ЗАО «ТМК Нефтегазсервис - Нижневартовск» за помощь, оказанную в работе над книгой.

Глава 1. Физические основы добычи нефти и газа

1.1 Общие параметры месторождений, определяющие процессы добычи нефти и газа

Вместилищем для нефти, газа или воды в недрах Земной коры служат породы - коллекторы, окружённые полностью или частично непроницаемыми породами. Такие коллекторы называются природными резервуарами. Ловушкой называется место скопления нефти или газа, ограниченное полностью или частично непроницаемыми породами. Наиболее распространённые ловушки - сводового типа. Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью. Совокупность залежей нефти и газа одного и того же вида (например, сводовых), занимающих в недрах Земли определённую площадь называется местоскоплением (месторождением) нефти и газа.

Под разработкой нефтяного или газового местоскопления (месторождения) понимается совокупность мероприятий или процессов, направленных на извлечение продукции пластов из недр Земли. К этим мероприятиям относятся: разбуривание месторождений системой скважин, надлежащим образом размещённых на площади месторождения; управление процессом фильтрации нефти и газа к скважинам; установление режима работы скважин и регулирование баланса пластовой энергии; подъём продукции с забоя на поверхность; обустройство месторождения; сбор, учёт и транспортировка нефти, газа и воды к пунктам подготовки; промысловая подготовка продукции скважин.

Общие параметры месторождений с технико-технологических и экономических позиций процессов добычи нефти из недр В.С. Бойко [2] условно подразделяет на три группы, которые в значительной мере можно отнести и к добыче газа: горно-геологические, экономико-географические и социально-экономические.

Горно-геологические параметры

Среди горно-геологических параметров основными являются: 1) геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания); 2) свойства коллекторов (ёмкостные -- пористость, нефтегазонасыщенность; фильтрационные -- проницаемость; литологические--гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические -- механические, теплофизические и др.); 3)физико-химические свойства флюидов; 4) энергетическая характеристика месторождения; 5) величина и плотность запасов нефти.

Месторождение может быть одно- или многопластовым. В среднем на одно месторождение приходится около трёх залежей. Толщина нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких метров до десятков, а иногда и сотен метров. Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5--10 км, ширина 2--3 км, высота (этаж нефтегазоносности) 50--70 м.

Рис.1. Схема нефтегазовой пластовой залежи:

1 -- внутренний контур газоносности; 2 -- внешний контур газоносности; 3 -- внутренний контур нефтеносности; 4 -- внешний контур нефтеносности



Рис.2. Схема нефтегазовой массивной залежи:

1-- внешний контур газоносности; 2 -- внешний контур нефтеносности

Поверхность или граница, разделяющая нефть и воду в пласте называется водонефтяным контактом (ВНК), граница между газом и водой в газовых залежах - газоводяным контактом (ГВК) и граница между газом и нефтью при наличии газовой шапки или нефтяной оторочки - газонефтяным контактом (ГНК). Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности.

Соответственно линия пересечения поверхности ГНК с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта - внутренний контур газоносности. Для массивных залежей внутренний контур нефтеносности или газоносности отсутствует, так как вода расположена под всей залежью. Высотой залежи называется расстояние от верхней точки кровли нефтяной или газовой залежи до ВНК или ГНК.

Пластовые газовые залежи обычно ограничиваются краевой пластовой водой. Если газовая (или нефтяная) залежь по газонасыщенной (по нефтенасыщенной) толщине меньше толщины самого пласта, то она ограничивается подошвенной водой.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3. Схема пластовой сводовой газовой залежи с крыльевой водой:

I - кровля пласта; II - подошва пласта; III - контакт газ-вода; IV - внутренний контур газоносности; V - внешний контур газоносности; 1,2,3 - изогипсы; А - газовая скважина глубиной L₁; Б - водяная скважина глубиной L₂; ?₁ - расстояние от забоя скважины А до контакта газ -вода; ?₂ - расстояние от забоя скважины Б до контакта газ-вода; ? - расстояние по вертикали между забоями скважин А и Б; L^? - расстояние от устья скважины Б до уровня воды в ней

Основными параметрами газовой залежи являются: а) отметка контакта газ - вода, т.е. расстояние по вертикали от уровня океана до контакта газ - вода; б) этаж газоносности, который определяется расстоянием по вертикали от высшей точки газовой залежи до контакта газ-вода; в) внутренний контур газоносности; г) внешний контур газоносности.

В настоящее время известно более четырёх десятков признаков, по которым осуществляется классификация залежей и насыщающих их углеводородов. В геолого-промысловой практике получила признание схема классификации нефтегазовых залежей В.Н. Самарцева, которая может быть успешно использована и при изучении газоконденсатнонефтяных залежей [17]. Для газов существует более 20 различных классификационных схем [18], основанных на различиях происхождения газов, условий нахождения их в природе, фазового состояния и форм проявления, связи газов с породами и флюидами, химического состава и т.д.

Некоторые из этих признаков, приводимые в [2,3,6,9,15], изложены ниже.

1) По основному составу углеводородных соединений и их фазовому состоянию в недрах залежи нефти и газа подразделяются на:

а) нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом (обычно менее 200--250 м³/т, а иногда, для залежей переходного состояния, и более);

б) газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные): в газонефтяных залежах основная по объёму часть нефтяная и меньшая - газовая, в нефтегазовых - газовая шапка превышает по объёму нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объёму нефтяной частью - нефтяной оторочкой;

в) газовые, содержащие только газ;

г) газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых - основная по объёму нефтяная часть, а во вторых - газоконденсатная.

2) По составу углеводородов и их относительной плотности.

а) Газовая - залежь содержит метан (95-98%), относительная плотность газа ? 0,56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит.

б) Газонефтяная - залежь содержит метан (35-40%), этан (?20%), жидкий газ (пропан-бутановая смесь 26-30%), газовый бензин С₅₊ (?5%), неуглеводородные газы (8-13%), ? 1,1.

в) Газоконденсатная - залежь содержит метан (75-90%), этан (5-9%), жидкий газ (2-5%), газовый бензин С₅₊ (2-6%), неуглеводородные газы (1-6%), ? 0,7-0,9.

г) Газогидратная - залежь содержит газ в твёрдом состоянии.

3) По газоконденсатному фактору. Газоконденсатный фактор К_г - количество газа в кубических метрах, приходящихся на один кубометр получаемой жидкой продукции - конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости плотностью 740-780 кг/м³ с К_г = 900-1100 м³/м³ (нефтяная залежь имеет К_г < 630-650 м³/м³).

4) По Ю.П. Коротаеву. Данный способ определения типа залежи основан на данных по первой пробуренной скважине, состоящий в отборе проб и анализе газа из газовой части залежи с последующим сопоставлением полученных результатов анализа по значению соотношения изобутана и нормального бутана, т.е. i-С₄ / n-С₄.

Для газовых месторождений i-С₄ / n-С₄ > 1, т.е. 1,1 < i-C₄ / n-C₄< 1,4.

Для газоконденсатных месторождений 0,9 < i-С₄ / n-С₄ < 1,1.

Для газонефтяных и газоконденсатнонефтяных месторождений 0,5 < i-С₄ / n-С₄ < 0,9. Точность метода в пределах 0,5 %.

Развитие этого способа в дальнейшем было направлено на использование методов математической статистики. Было выявлено, что наиболее чёткое деление на типы залежей наблюдается при использовании в качестве признака сочетания

, (1.1)

где

(1.2)

здесь С₁, С₂, С₃, С₄ и С₅₊ -- мольные проценты (доли) СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀ и C₅H₁₂₊ соответственно в составе пластовой смеси. При Z > 450 месторождение относится к газовым, при 80 < Z < 450 -- к газоконденсатным без нефтяной оторочки. В интервале 60 < Z < 80 -- газоконденсатные месторождения имеют маленькую нефтяную или конденсатную оторочку (непромышленного значения или рассеянную по пласту нефть). При 15 < Z < 60 месторождения относятся к газоконденсатным с нефтяной оторочкой (промышленного значения). При этом, чем меньше значение Z, тем больше размеры оторочки. При 7 < Z < 15 месторождения относятся к нефтегазоконденсатным и при Z < 7 -- к нефтяным. В интервале 2,5 < Z < 7 расположены месторождения легкой нефти. При малых значениях Z (близких или меньше единицы) располагаются месторождения с высоковязкими тяжелыми нефтями.

Таким образом, по данным исследований проб газа из скважин в период разведки имеется возможность судить о типе залежи, наличии и примерных размерах нефтяной оторочки, наличии контактирующих с газовой шапкой нефтяных пластов и свойствах нефти.

В дальнейшем при решении задач распознавания образов о типах залежей пришли к выводу, что наиболее удобно применять метод главных компонент; т.е. вводится понятие фактора Z (главная компонента), представляющего собой линейную комбинацию "независимых" переменных

, (1.3)

где i, j = 1,2,…, n. Главная компонента имеет наибольшее влияние на исследуемые переменные величины.

Изменение состава газа по простиранию и вертикали является дополнительным признаком существования газонефтяной залежи. Исключением являются газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой, в которых в порах пласта вместе со связанной водой содержится дисперсная нефть в количестве, достаточном, чтобы находиться в равновесии с газовой фазой.

Размер и многопластовость месторождений с ёмкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти и газа, а в сочетании с глубиной залегания обусловливают выбор системы разработки и способов их добычи.

Высокой эффективностью характеризуется добыча нефти и газа из многопластовых месторождений с большими запасами, сосредоточенными на относительно небольших площадях с отдельными богатыми залежами, т. е. с большой плотностью запасов. По величине извлекаемых запасов (млн. т.) залежи нефти условно, в последнее время, подразделяют на мелкие (менее 10), средние (10--30), крупные (30--100), крупнейшие (100-300) и уникальные (более 300). По величине балансовых запасов газа (млрд.м³) месторождения газа подразделяют на мелкие (менее 10), средние (10-30), крупные (30-100), крупнейшие (100-500) и уникальные (более 500). Крупным и уникальным месторождениям принадлежит ведущая роль в мировом балансе запасов.

Свойства коллекторов и флюидов обусловливают систему разработки, дебиты скважин, полноту извлечения нефти из недр, процессы добычи нефти и др. На технику добычи нефти существенно влияют поступление песка из пласта в ствол скважины, выпадение из нефти и отложение парафина, отложение минеральных солей, корродирующие свойства флюидов и др. Проницаемость в комплексе с толщиной пласта и вязкостью нефти определяет дебит скважин. По начальному значению дебита (т/сут) различают низко- (до 7), средне- (от 7 до 25), высоко-(от 25 до 200) и сверхвысокодебитные (более 200) нефтяные залежи.

Экономико-географические параметры

Под экономико-географическими параметрами понимают территориальное расположение месторождения, которое характеризуется удалённостью площади месторождения от экономически развитых районов; климатом, рельефом местности, характером почвы и растительности, сейсмичностью района; ресурсами местных строительных материалов, воды, электроэнергии; экономической освоенностью района.

Экономическая освоенность -- это обжитость территории в хозяйственном отношении (наличие промышленных предприятий, запасов других полезных ископаемых, продуктов питания и т. п.), плотность населения, наличие трудовых ресурсов (свободной рабочей силы), транспортных магистралей, систем энергоснабжения.

Важную роль в организации и выборе технологии добычи играют рельеф местности, сейсмичность, заболоченность или засушливость территории, климатические условия, глубина вод - при расположении месторождений под дном моря или океана. На территории РФ имеются все климатические зоны со средними температурами от -50 °С в январе до +32 °С в июле. Такие условия существенно влияют на деятельность человека, процессы добычи и транспорта нефти и газа. Для работы в таких осложнённых условиях необходимы особые техника, оборудование для добычи углеводородов, технические средства по комплексной автоматизации нефтяных и газовых промыслов.

Социально-экономические параметры

Социально-экономические параметры связаны с социальным и экономическим

развитием общества, решениями и постановлениями директивных органов. Эти параметры включают в себя товарные качества нефти, газа и других сопутствующих компонентов; общегосударственное и оборонное значение месторождения; социально-историческую характеристику периода разработки -- обеспеченность запасами нефти и газа на данной территории и в целом по стране; научно-технический прогресс в развитии технологии и техники добычи углеводородов, их переработки и использования; политику нефтегазодобывающих компаний и государства по созданию новых промышленных центров-комплексов, по развитию международного сотрудничества и разделению труда.

Товарные качества нефти и газа (фракционный и групповой составы, содержание серы и масел, теплота сгорания) могут определить выбор технологии и ежегодные объёмы добычи углеводородов, придать месторождению общегосударственное и оборонное значения. От обеспеченности (отношения суммы остаточных извлекаемых запасов к годовой добыче) зависят допустимый уровень затрат при добыче нефти и газа (предельная себестоимость, рентабельный дебит скважин), изменения структуры топливно-энергетичекого баланса страны, направления научно-технического прогресса в развитии технологии разработки нефтяных и газовых месторождений и техники добычи нефти и газа, политика государства внутри страны и на мировом рынке углеводородного сырья. В целом эти параметры выражаются в виде технического задания на проектирование разработки конкретного нефтяного или газового месторождения.

Такое сочетание всех параметров месторождения, которое обусловливает эффективность процессов добычи нефти и газа, называют промышленной ценностью месторождения. Промышленная ценность характеризуется предельными значениями параметров месторождения, т. е. их кондициями. Кондиции -- категория временная. Они изменяются в зависимости от технико-экономического уровня развития нефтяной и газовой промышленности, спроса на углеводородное сырьё.

Таким образом, параметры месторождения определяют процессы добычи углеводородов; задача технологов состоит в совершенствовании и увеличении общей технико-экономической эффективности этих процессов с учётом конкретных природных условий и с безусловным соблюдением установленных норм по охране недр и окружающей среды.

1.2 Пластовая энергия и силы, действующие в залежах нефти и газа

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе её разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти или газа из пласта.

Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи нефти или газа под воздействием водонапорной системы данной залежи. Под влиянием энергии этой же системы в период формирования залежи происходит образование и накопление других источников пластовой энергии: упругих сил нефти, воды и породы; газа, сжатого в газовых шапках; газа, растворенного в нефти. Кроме того, в пластах действует сила тяжести нефти.

Проявление этих сил обусловливается характером подземного резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствами пласта внутри залежи и вне её, составом и соотношением жидкости и газа в залежи, удаленностью её от области питания пластовых вод и условиями разработки.

Об энергетических ресурсах пласта судят по изменению пластового давления в зависимости от отбора из него нефти или газа. Обычно, чем больше начальное пластовое давление, тем выше его энергетические ресурсы. Однако по начальному пластовому давлению не всегда можно судить о запасах энергии в пласте.

Так, в небольших замкнутых резервуарах, залегающих на большой глубине, начальное пластовое давление может быть высоким при небольшом запасе пластовой энергии, тогда как в обширных подземных резервуарах, залегающих на сравнительно небольших глубинах и имеющих меньшее начальное давление, чем в первом случае, запас пластовой энергии будет значительным.

Следовательно, запас или количество естественной пластовой энергии определяется как значением начального пластового давления, так и общим объёмом всей системы, составляющей данный продуктивный пласт, включая как его нефтяную (газовую), так и окружающую водяную зону.

До вскрытия пласта скважинами жидкости и газ находятся в нём в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта и начала эксплуатации скважин равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ начинают перемещаться в пласте к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин.

Движение жидкости и газа в пласте происходит вследствие разности (перепада) пластового давления у забоев скважин. Другими словами, накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъём их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении. В зависимости от геологических условий нефтяной или газовой залежи и условий её эксплуатации пластовая энергия проявляется в виде сочетания тех или иных сил, способствующих движению жидкости и газа, заполняющих пласт.

Во многих нефтяных залежах движение нефти происходит под действием сил, вызванных напором краевой (контурной) воды. Краевая вода в процессе разработки залежи стремится проникнуть в зону пониженного давления, которая возникает у забоев добывающих скважин, и проталкивает нефть, заполняя освобождающиеся поры пласта.

В нефтяных залежах с большой газовой шапкой действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа, находящегося в газовой шапке, передаётся на зеркало газонефтяного контакта, а, следовательно, и на весь объём нефти в залежи. При снижении пластового давления газовая шапка расширяется и вытесняет нефть в нижнюю часть залежи.

В газовых пластах движение газа происходит под действием сил, возникающих при расширении газа одновременно со снижением пластового давления. При этом может создаться также напор краевых или подошвенных вод, подпирающих газ снизу.

При плохом сообщении порового пространства нефтяной залежи с водонасыщенной зоной пласта движение нефти в ней происходит в основном под действием сил, возникающих при выделении из нефти растворенного газа и его расширении.

При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система не сообщается с поверхностью земли, пластовая энергия выражается в виде упругого расширения жидкости и горной породы при снижении давления в пласте.

В ряде нефтяных залежей, особенно на поздней стадии их разработки, основными движущими силами в пласте являются силы тяжести: нефть стекает из повышенных частей пласта в пониженные, где располагаются забои скважин.

В процессе фильтрации жидкости через пористую среду возникают силы сопротивления её движению; на преодоление этих сил затрачивается часть пластовой энергии. Основное сопротивление создается силами трения внутри жидкости и силами трения жидкости о стенки поровых каналов. Величина этих сил зависит в основном от вязкости жидкости и от размеров поровых каналов, т. е. от проницаемости пород пласта. Чем выше вязкость нефти и ниже проницаемость пород, тем больше пластовой энергии затрачивается на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей, содержащих вязкую нефть и сложенных слабопроницаемыми породами, характерны низкие дебиты скважин.

Дополнительное сопротивление движению нефти создается пузырьками газа, когда они выделяются на нефти внутри залежи. Пузырьки газа, находящиеся в поровых каналах, закупоривают их и препятствуют движению нефти: перемещение этих пузырьков возможно при изменении их формы в соответствии с формой канала, а для этого должны быть приложены дополнительные силы. Поэтому движение газонефтяной смеси в пористой среде происходит с большими потерями энергии, чем движение однородной жидкости. В мелких порах большое значение приобретают капиллярные силы, удерживающие нефть.

Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки нефтяной или газовой залежи определяют режим дренирования залежи.

Принято давать название режиму по преобладанию в рассматриваемый период времени главной движущей силы в пласте (например, упругий режим, упруго-водонапорный режим, режим растворённого газа и др.).

Глава 2. Месторождения нижневартовского региона и их характеристика

2.1 Самотлорское нефтегазовое месторождение

Крупнейшее в Западной Сибири и в России - находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15км от г.Нижневартовска.

Месторождение было открыто в 1965 году и после нескольких лет проведения разведочных работ в 1969 году было введено в разработку.

Право на ведение работ и распоряжение добытыми ресурсами Самотлорского месторождения предоставлено нефтяной компании ОАО «Роснефть», предприятию ОАО «Самотлорнефтегаз» (лицензионное соглашение ХМН № 001134НЭ).

2.1.1 Хохряковское месторождение

Расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины, севернее среднего течения р. Вах. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе, Ханты-Мансийского автономного округа - Югра, Тюменской области. Расстояние от месторождения до г. Нижневартовска составляет 163 км.

Хохряковское нефтяное месторождение открыто в 1972 году, введено в разработку в 1985 году на основании «Технологической схемы разработки», составленной СибНИИНП и утвержденной 18.05.1978 года протоколом ЦКР МНП № 621.

Промышленная нефтеносность связана с юрскими горизонтами ЮВ₁ и ЮВ₂, разрабатываемых совместно как единый эксплуатационный объект.

Первоначальные запасы утверждены в ГКЗ СССР в 1976 году (протокол № 7697 от 29.09.1976 г.).

2.1.2 Пермяковское месторождение

В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 157 км к северо-востоку от города Нижневартовска.

Пермяковское нефтяное месторождение, открытое в 1972 году, разрабатывается с 1985 года. Нефтеносность установлена в терригенных отложениях васюганской свиты верхней юры (горизонт ЮВ₁). В эксплуатацию введено на основании Технологической схемы разработки, составленной институтом СибНИИНП в 1979 году и утвержденной ЦКР МНП (протокол № 830 от 24.10.1979г.).

Балансовые запасы нефти Пермяковского месторождения, утвержденные ГКЗ СССР (протокол №7697 от 29.09.76г.).

2.1.3 Кошильское месторождение

В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 127 км к северо-востоку от города Нижневартовска. Поисковое бурение на месторождении было начато в 1987 году. Первая поисковая скважина № 301П является первооткрывательницей месторождения.

Продуктивность месторождения связана с верхнеюрским нефтегазоносным комплексом. Залежи нефти установлены в пластах ЮВ₁¹, ЮВ₁² и ЮВ₁³ продуктивного горизонта ЮВ₁. Впервые запасы нефти подсчитаны и утверждены в ГКЗ в 1996 г.

2.1.4 Ершовое месторождение

В административном отношении Ершовое месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 50 км к северо-востоку от г. Нижневартовска.

Ближайшие разрабатываемые месторождения Сороминское, Пылинское. В 45 км западнее находится Самотлорское месторождение. Ершовое нефтяное месторождение открыто в 1979 году. Промышленная нефтеносность связана с нижнемеловыми отложениями горизонтов БВ₁₀, БВ_19-22 и верхнеюрскими отложениями горизонта ЮВ₁.

Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1986 году на основании дополнительной записки к «Технологической схеме разработки», составленной институтом ПермьНИПИнефть и утвержденной 18.02.1986 года протоколом ЦКР Миннефтепрома СССР № 1182.

Право на ведение работ и распоряжение добытыми ресурсами Хохряковского, Пермяковского, Кошильского Ершового, месторождения предоставлено ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие».

2.1.5 Орехово-Ермаковское месторождение

В административном отношении месторождение расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 30 км от города Нижневартовска.

Ближайшие разрабатываемые крупные месторождения: Мегионское - расположено в 10 км к северу, Самотлорское - 45 км к северо-востоку. Орехово-Ермаковское нефтяное месторождение открыто в 1974году.

Месторождение характеризуется сложным геологическим строением. Промышленные запасы нефти приурочены к пластам АВ₁^{3 +} АВ₂¹, АВ₂², АВ₃, АВ₄, АВ₆, АВ₇, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁². В промышленную разработку месторождение введено в 1986 году на основании технологической схемы разработки, составленной институтом ТатНИПИнефти и утвержденной ЦКР Миннефтепрома (протокол № 1093 от 25.07.84 г.)

2.1.6 Западно-Ермаковское месторождение

Западно-Ермаковское нефтяное месторождение открыто в 1998году разведочной скважиной № 12. Месторождение является спутником Орехово-Ермаковского месторождения и расположено в юго-западной его части.

Промышленная нефтеносность связана с пластами А₁³, А₃, А₇ и Б₀.

2.1.7 Чехлонейское месторождение

Чехлонейское нефтяное месторождение открыто в 1988году разведочной скважиной № 632. Месторождение является спутником Орехово-Ермаковского месторождения и расположено в северо-восточной его части. Промышленная нефтеносность на Чехлонейском месторождении связана с пластами Б₁₀, Ач₁ и Ю₁.

2.2 Геологические характеристики пластов и жидкостей указанных месторождений

2.2.1 Геологическая характеристика Самотлорского месторождения

Самотлорское месторождение является многопластовым. Промышленные залежи нефти установлены в пластах: ЮВ₁, БВ_21-22, БВ₂₀, БВ₁₉, БВ₁₀, БВ₈¹⁺³, БВ₈⁰, БВ₂, БВ₁, БВ₀, АВ₈, АВ₇, АВ₆, АВ_4-5, АВ_2-3, АВ₁³, АВ₁¹⁺². Всего выявлено 64 залежи, из которых одна газовая - ПК₁ и четыре нефтегазовых (АВ₁¹⁺², АВ₁³, АВ_2-3, АВ_4-5).

Характеристики и параметры основных залежей приведены в Таблицах 1.1, 1.2.

Горизонта ЮВ₁ выделяются три пласта: ЮВ₁¹, ЮВ₁² и ЮВ₁³. Коллекторы пласта ЮВ₁³ повсеместно водоносны. Нефтеносными являются пласты ЮВ₁¹ и частично ЮВ₁², характеризующиеся сложным строением. В разрезах многих скважин пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁² сливаются друг с другом в самых разных сочетаниях, иногда замещаются алевролитами или аргиллитами. Пористость и проницаемость коллекторов по керну и ГИС изучены достаточно полно: пористость составляет 16 - 17%, проницаемость - 0,025 мкм². Эти пласты гидродинамически связаны и имеют единый контур нефтеносности. Залежи нефти пластов ЮВ₁¹ и ЮВ₁² приурочены к мелким структурным поднятиям.

Пласты БВ_19-22 (Ачимовская толща) характеризуется очень сложным строением. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами, средне отсортированными с умеренной глинистостью и высокой карбонатностью. От пласта БВ₁₉ к пласту БВ_21-22 наблюдается уменьшение количества песчаной фракции и медианного размера зерен. В этом же направлении происходит увеличение содержания мелкоалевритового и карбонатного материала. Коллекторы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Это обусловлено преобладанием мелкозернистых фракций, вторичными изменениями (особенно карбонатизацией) и гравитационным уплотнением. Средневзвешенные значения проницаемости составляет- 0,20 мкм², пористости - варьирует по залежам в пределах 18,1 - 19,0 %,. Залежи нефти пластов БВ_19-22 приурочены к мелким поднятиям. На Самотлорском месторождении насчитывается 8 залежей. Тип залежей - пластово-сводовый с литологическим экраном.

Горизонт БВ₁₀ имеет сложное строение и представлен частым переслаиванием песчано-алевритовых пород. В толще горизонта БВ₁₀ выделяются два пласта: верхний - БВ₁₀⁰ и нижний - БВ₁₀^1-2. Пласт БВ₁₀⁰ развит в северной части площади, где коллекторы нефтенасыщены. В центральной части и далее к югу пласт представлен коллекторами лишь на отдельных участках площади в виде отдельных водоносных линз песчаников среди плотных пород. (Таблица 1.1. Пласты группы БВ).

На долю пласта БВ₁₀⁰ приходится 23,7% от объема горизонта БВ₁₀, остальная часть - на БВ₁₀¹⁺². Горизонт данными керна охарактеризован достаточно хорошо. Среднее значение пористости - 23,1%, проницаемости - 0,034 мкм². От центральной части площади к югу распространены коллекторы пласта БВ₁₀¹⁺², в котором сосредоточены основные запасы нефти горизонта. В южном направлении возрастает нефтенасыщенная толщина, проницаемость и продуктивность пласта.

Пласт БВ₁₀¹⁺² участками переходит в монолитные песчаники. Пласты БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁺² по пористости не различаются (23,1%), но проницаемость коллекторов увеличивается до 0,360 мкм², составляя в среднем по горизонту 0,1 мкм². Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном.

Горизонт БВ₈ разделен на четыре пласта: БВ₈⁰, БВ₈¹, БВ₈², БВ₈³. По площади уверенно прослеживается лишь пласт БВ₈⁰, пласты БВ₈¹ и БВ₈² часто сливаются, образуя мощные песчаные тела, а пласт БВ₈³ присутствует на ограниченной площади и в основном представлен плотными породами. В коллекторах горизонта БВ₈ доминируют песчаники, которые характеризуются относительно небольшой глинистостью, высоким содержанием песчаной фракции, хорошей сортировкой, низкой карбонатностью. Пласт БВ₈⁰ имеет среднюю пористость 23,9%, проницаемость - 0,206 мкм². В целом по пласту БВ₈⁰ преобладают породы IV и III классов (по Ханину). Тип залежи - пластово-сводовый. Пласт БВ₈¹⁺² сложен хорошо отсортированными песчаниками с небольшим содержанием глинистой фракции, он имеет среднюю пористость, такую же, как и вышележащий пласт БВ₈⁰ (23,0%), проницаемость - 0,582 мкм².

Пласт БВ₈³ имеет сложное строение, по площади и по разрезу не выдержан. В разрезе часто замещается плотными породами и характеризуется высокой неоднородностью. Проницаемость пород пласта БВ₈³ весьма изменчива по площади. Открытая пористость составляет - 24%, проницаемость - 0,060 мкм². Залежь - пластово-сводовая. Пласты БВ_0-2. выявлены небольшие залежи нефти. Тип залежей - пластово-сводовый.

Горизонта АВ_6-8, Тип залежей пластово-сводовый. Строение пластов АВ_6-7 и их нефтеносность изучены довольно детально. Установлено, что продуктивный разрез по литологии и характеру нефтегазонасыщенности подразделяется на два пласта - АВ₆ и АВ₇, причем в пласте АВ₇ присутствует газовая шапка. Пласт АВ₈ изучен слабо, из- за сложного линзовидного строения.

Горизонт АВ_4-5 представлен высокопродуктивными хорошо отсортированными песчаниками, которые подстилаются водой более чем на 90% площади. Продуктивный горизонт АВ_4-5 отличается от вышележащих горизонтов группы АВ сравнительно однородным строением. Лишь в краевых частях структуры отмечается некоторое увеличение глинистых пород, особенно на западном крыле. Пласт представлен преимущественно средне-мелкозернистыми песчаниками, реже - алевролитами.

Горизонт АВ_2-3 имеет очень сложное строение и отличается высокой степенью неоднородности, частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины. По площади распространения горизонта АВ_2-3 наблюдается опесчанивание или глинизация кровли, подошвы, либо средней части горизонта. Для пласта характерно произвольное локально-пятнистое распределение коллекторов по площади. Открытая пористость по керну варьирует от 20 до 32% и в среднем по горизонту равна 26,4%. Проницаемость пород резко различается: по монолитным песчаникам она в 3,3 раза выше, чем по тонкослоистым и в среднем по горизонту составляет 0,515 мкм². Залежь нефтегазовая.

Пласт АВ₁³ представлен преимущественно слабоглинистыми песчаниками, которые составляют 74% от суммарного объема пород нефтенасыщенных коллекторов. По составу и характеру взаимоотношения основных типов пород в этом пласте выделяются три типа разреза: первый - глинистый, второй - тонкослоистый и третий - песчаный. Во всех типах разреза коллекторами являются песчано-алевритовые породы. В первых - двух преобладают алевролиты, песчаники средне-крупнозернистые, средне - плохо отсортированные, глинистые. Третий тип представлен преимущественно мелкозернистыми песчаниками, хорошо и средне отсортированными, умеренно глинистыми.

Среднее значение пористости в среднем по пласту составляет 25,1%, проницаемости - 0,190мкм². Тип залежи пластово-сводовый.

Пласт АВ₁¹⁺² отличается от других горизонтов продуктивной толщи Самотлорского месторождения весьма сложным взаимоотношением песчаников, алевролитов и аргиллитов. По структурно - текстурным особенностям породы АВ₁¹⁺² делятся на две группы: массивные песчаники, алевролиты и их глинистые разности (б_пс > 0,65) и «рябчиковые» породы (б_пс < 0,65). «Рябчиковые» породы литологически представлены тонкослоистыми и линзовидными прослоями песчано-алевролитовых разностей и глин толщиной от 1 до 10 мм и более. На отдельных участках Самотлорской площади пласта АВ₁¹⁺² развитие получили песчаники, характеризующиеся однородным строением и благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. В целом по пласту АВ₁¹⁺² среднее значение пористости составляет 21,4%, проницаемости - 0,052мкм². Для глинистых коллекторов пористость - 21,1%, проницаемость - 0,015мкм², для песчаников значение пористости - 26,8% проницаемости - 0,494мкм². Залежь пласта АВ₁¹⁺² структурно-литологического типа с обширной газовой шапкой. (Таблица 1.2 Пласты группы АВ).

Физико-химические свойства нефти и воды

В Таблице 1.3 и 1.4 приведены основные физико-химические характеристики нефти продуктивных пластов.

В таблице 1.11 приведены основные физико-химические характеристики воды продуктивных пластов. Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения относятся к хлоркальциевому типу с высоким содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонат-ионов. Исключением является пласт АВ_4-5, где фиксируется повышенное содержание гидрокарбонат-ионов и пониженное содержание ионов кальция.

2.2.2 Геологическая характеристика Хохряковского месторождения

В разрезе Хохряковского месторождения выделяются два продуктивных горизонта: ЮВ₁ и ЮВ₂, разрабатывающиеся совместно как единый объект. По комплексу промыслово-геофизических исследований горизонт ЮВ₁ расчленяется на три пласта - ЮВ₁¹, ЮВ₁² и ЮВ₁³. Исследования показали, что горизонты и пласты являются схожими по минералогическому составу, свойствам нефти, пористости, но различаются по нефтенасыщенным толщинам и проницаемости.

Характеристики и параметры продуктивных пластов, физико-химические характеристики жидкости и газа приведены в таблицах 1.12, 1.13.

Горизонт ЮВ₁ входит в состав васюганской свиты верхнеюрских отложений и характеризуется значительным разнообразием литологического состава, текстурных особенностей. Залежь горизонта ЮВ₁ является основной в выработке запасов.

В пределах месторождения горизонт ЮВ₁ имеет повсеместное распространение и залегает в интервале глубин 2419.6-2487.0м (а.о. 2352.6-2417.3м). В литологическом отношении представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин.

По комплексу промыслово-геофизических исследований и изучению литолого-коллекторских характеристик пород по керну горизонт ЮВ₁ расчленяется на три пласта - ЮВ₁¹, ЮВ₁² и ЮВ₁³.

Породы коллекторы приурочены в основном к средней части горизонта - пласту ЮВ₁². Пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁³ характеризуются невыдержанностью коллекторов по площади месторождения и их эффективные толщины приурочены к различным частям локальных структурных элементов.

Пласт ЮВ₁¹ в разрезе скважин, в основном, представлен плотными породами (70%). Песчаные тела (мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты) в виде линз и полулинз различного размера развиты в центральной части площади и тянутся извилистой полосой с севера на юг. В пределах площади установлены 7 пластово-сводовых, литологически экранированных залежей нефти. Тип залежи структурно-литологический.

Пласт ЮВ₁² представлен монолитными средне-, мелкозернистыми песчаниками, крупнозернистыми алевролитами, чередующимися с прослоями аргиллитов и их известковистыми разностями. Тип залежи пластово-сводовая.

Пласт ЮВ₁³ характеризуется сложным строением коллекторов и представлен переслаиванием средне-, мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин. Пласт по площади и разрезу невыдержан и часто замещается плотными породами. Тип залежи структурно-литологический.

Горизонт ЮВ₂ залегает в интервале глубин 2487 - 2522м (а.о. 2417,3 - 2457,3м) и характеризуется сложным строением, в разрезе скважин горизонт представлен монолитными песчаниками (песчаники светло-серые от мелко- до мелко-среднезернистых, средне отсортированные, участками карбонатные, с намывами углисто-растительного материала) до полного замещения плотными породами. В пределах площади по материалам ГИС и опробований установлены 3 литологически экранированных залежи нефти горизонта ЮВ₂.

Тип залежи структурно-литологический.

Таблица 1.12. Характеристики продуктивных пластов

Параметр	Горизонт ЮВ1	Горизонт ЮВ2
	ЮВ11	ЮВ12	ЮВ13
Средняя глубина залегания, м	2419,6-2487	2487-2522
Абсолютная отметка ВНК, м	2385	2390
Средняя пластовая температура, єС	83	80
Среднее пластовое давление, МПа	23,6	23,8
Давление насыщения нефти газом, МПа	10,1	7,4
Средняя общая толщина, м	6,2	43	10	40
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,1	21,5	2,9	9,3
Средняя открытая пористость, %	14,7	14,7	14,5	14,6
Средняя проницаемость, мкм2	11Ч10-3	7,2Ч10-3	3,0Ч10-3	5,3Ч10-3
Коэффициент распространения коллектора, доли ед.	0,4	1	0,86	0,88
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,28	0,52	0,34	0,28
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,0	-	2	4

Таблица 1.13 Физико-химические характеристики

Параметры	ЮВ11+2+3	ЮВ2
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПаЧc	0,66	1,05
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3	0,731	0,762
Плотность нефти в поверх. условиях, т/м3	0,846	0,842
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,322	1,22
Газовый фактор, м3/т	108,8	75,1
Плотность выделившегося газа, т/м3	0,1358	0,1378
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,013	1,013
Коэффициент сжимаемости нефти 1/МПаЧ10-4	15,35	12,8

2.2.3 Геологическая характеристика Пермяковского месторождения

На Пермяковском месторождении по результатам проведенных геологоразведочных работ установлена нефтеносность в горизонте ЮВ₁. Горизонт ЮВ₁ на изучаемом месторождении, как и на других месторождениях Нижневартовского района, расчленяется на три пласта: ЮВ₁¹, ЮВ₁² и ЮВ₁³. Глубина залегания горизонта ЮВ₁ от 2413 до 2458м (абс.отм. -2306 -2410м). Характеристики и параметры продуктивных пластов, физико-химические характеристики жидкости и газа приведены в таблицах 1.14, 1.15.

Пласт ЮВ₁¹, залегающий в верхней части горизонта ЮВ₁, представлен песчаниками, алевролитами, содержащими тонкие прослои аргиллитов и характеризуется неоднородным литологическим составом, слабой выдержанностью песчаных линз как по разрезу, так и по площади. Песчаники алевритистые, участками алевритовые с глинистым, фосфато-глинистым цементом, содержат углистый материал, пирит. Алевролиты с прослоями угля и включениями пирита. Залежь пластово-сводовая с элементами литологического экранирования.