Геология нефти и газа

в) Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

г) Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в

пластах, срезанных  эрозией и несогласно перекрытых более 

молодыми отложениями.

Типичными представителями  пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами  стратиграфически экранированных залежей  являются залежи Шаимского нефтеносного района.

2) Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

а) Массивные сводовые (антиклинальные).

б) Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

в) Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных  сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в том  числе такие гигантские залежи, как  Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубине 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

3) Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы.

Образовались  в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас.

Залежи имеют  формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко

развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых

месторождениях  Северной Америки.

Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

 

 

3 Карта изобар. Решаемые задачи 

 

 

Карта, показывающая распределение пластового динамического  давления в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ карт изобар позволяет  правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда карт, построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным пластовым давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию.

Метод подсчета запасов нефти с помощью карт изобар. Основан на установлении зависимости  между отбором нефти из пласта и средним пластовым давлением на разные даты разработки пласта. Регистрация отбора нефти (и газа) не вызывает затруднений, однако определение среднего пластового давления на различные даты требует периодического и систематического замера забойных давлений по отдельным скважинам.

Полученные  данные о распределении забойных давлений по скважинам на какую-то определенную дату позволяют перейти к построению карт истинных изобар и к вычислению по этим картам среднего пластового давления на принятую дату. Сопоставление вычисленных по картам изобар средних пластовых давлений с отбором жидкости из пласта позволяет вывести зависимость между дебитом и давлением.

При выводе указанной  зависимости принимается либо текущий  отбор (при водонапорном режиме), либо суммарный отбор жидкости с начала эксплуатации (при газовом режиме).

Методика построения карт изобар. На большинстве месторождений карта изобар, т.е. карта равных пластовых давлений, служащая одним из основных материалов для анализа разработки месторождения строится по результатам ежеквартальных измерений давления по площади залежи. В связи с этим важно отметить, что для достоверного построения карты замеры должны проводиться в одно время. Если же давления по скважинам измерялись в значительный промежуток времени, то их необходимо привести к единой дате.

Приведение  пластовых давлений по скважинам  на дату построения карты изобар проще  всего (для ориентировочных расчетов) осуществлять графическим методом, сущность которого заключается в  следующем. 

Все замеры пластовых давлений на различные даты наносят в виде точек на график (рисунок 1). По полученным точкам строят среднюю (хронологическую) кривую падения давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения давления характеризует всю залежь, и, следуя этому темпу, приближенно определяют давление на искомую дату в любой скважине.

 Например, требуется  определить давление в скважине №1 и №2 на дату составления карты изобар (на январь соответствующего года). В этом случае, проводя из точек, соответствующих давлениям этих скважин, линии, параллельные средней кривой падения давления, находят искомые давления. 

Совершенно  очевидно, что предлагаемый метод  является приближенным. Поэтому давления следует приводить к искомой  дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар.

При неравномерных  замерах пластовых давлений по скважинам  и сосредоточении фактических данных по отдельным локальными участкам пласта

более точные результаты при приведении давлений к одной  дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам.

 Метод приведения  давлений на искомую дату по  индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен вышеизложенному методу.

 

 

Рисунок 1 –  Схема приведения замеренных значений Рпл. в скважинах 1 и 2 
к дате построения карты изобар

1 – средние  значения пластового давления  по площади по последним картам  изобар;

2 – значения  пластового давления по площади, полученные по скважинам в последнем квартале;

3 – приведенные  значения пластового давления  в скважинах 1 и 2.

 

С помощью карт изобар решают следующие задачи контроля за разработкой (рисунок 4) рассчитывают среднее пластовое давление как средневзвешенное по залежи. Для этого вычисляют площади между каждыми двумя смежными изобарами. Сумма произведений этих площадей на среднее давление

между ними определяет среднее давление по залежи. Производя расчет давлений по картам изобар, кроме среднего пластового давления для всей залежи полезно вычислить средние давления для различных зон пласта: зоны отбора, периферийной части залежи и др. 

Находят нейтральную линию, или линию минимальных давлений. Определив положение нейтральной линии, можно делать самостоятельный анализ разработки для участков по ту и другую сторону от нейтральной линии, так как перетоки жидкости через нейтральную линию будут минимальными и каждый из участков, которые она разделяет, можно анализировать как самостоятельный объект разработки.

Линии, нормальные к изобарам, - линии тока позволяют определить основное направление фильтрации флюидов по любому участку залежи.

Рассчитывают величину градиента пластового давления как отношение перепада давления Dp, между двумя точками залежи к расстоянию между этими точками. При ухудшении коллекторских свойств пласта для поддержания фильтрации флюида по пласту необходимо создание больших градиентов давлений.

Сравнительный анализ карт изобар, составленных на ряд смежных дат, позволяет выявить зоны залежи, слабо реагирующие на изменения режима закачки и отбора, что может быть связано с наличием геологических экранов – зон выклинивания или замещения продуктивных пород, а также наличием микросбросов. Выявив такие зоны по площади объекта разработки, можно внести коррективы в технологические схемы и проекты разработки с целью улучшения степени выработки запасов.

 

Рисунок 4 –  Карта изобар

1 - изолинии  приведенных давлений; скважины: 2 – действующие; 3) с   замерами; 4)  пьезометрические; 5) нагнетателъные; 6) зона отбора; 7) линия минимальных давлений (нейтральная); 8) линии  тока;   9) зоны замещения коллектора.

 

 

4 Упруговодонапорный  режим разработки нефтяных месторождений

 

 

В замкнутых ограниченных пластах и запечатанных залежах  развивается упругий или упруго-замкнутый  режим. При таком режиме (при снижении давления на 10 МПа) можно извлечь  из пласта за счет упругих сил не более 1,5-2,5% содержащейся в залежи нефти, независимо от числа и размещения скважин.

Если нефтяная залежь хорошо связана с окружающей пластовой  водонапорной системой, то развивается упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим. При проявлении этого режима нефть из залежи

вытесняется контурной  или подошвенной водой без  существенного снижения пластового давления.

При этом режиме коэффициент нефтеизвлечения может  изменяться в широком диапазоне  от 0,2-0,3 до 0,6-0,7 от балансовых запасов  в зависимости от вязкости нефти, системы размещения скважин и других факторов.

Упругий режим.

Условие упругого режима - превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом. Созданное в добывающей скважине возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы— энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи.

Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающим с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени; уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5— 10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима — замкнуто-упругий режим.

Если залежь не ограничена, то общая депрессионная  воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность — упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.

Для замкнуто-упругого и упруговодонапорного режимов  характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного  отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном давлении). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

 

1) Основы промысловой геологии газа и нефти Недра 1975г Жданов М.А. Гординский Е.В.;

2) Бакиров В.Г. Геология нефти и газа Недра 1990;

3) http://www.oil-lib.ru/razrabotka/razrabotka-neftanyh-mestorozdenij/lekcia-no-1

(28.05.2013);

4) Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.