Нефтегазопромысловая геология

и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и

в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр.

Цели нефтегазопромысловой геологии -
- геологическое обоснование эффективной организации добычи нефти и газа и обеспечение рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

Основная цель разбивается на ряд компонент -
промыслово-геологическое моделирование залежей;
подсчет запасов нефти, газа и конденсата;
геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых месторождений;
геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи;
обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки.

Сопутствующие цели, которые направлены на более эффективное достижение цели. К ним относятся:
охрана недр нефтяных и газовых месторождений;
геологическое обслуживание процесса бурения скважин;
совершенствование собственной методологии и методической базы.

нефти, газа и воды
исследование скважин геофизическими методами (ГИС)

изучение технического состояния скважин

контроль за изменением характера насыщения пород

гидродинамические методы исследования скважин

наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин.

наблюдения за появлением признаков нефти, газа и воды, появлением обвалов,

нарушением циркуляции в связи с уходом глинистого раствора и т. д.

В процессе бурения скважин необходимо:

1) отбирать керны для уставления стратиграфической и литологической характеристик пород, изучения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и содержания в них нефти, газа и воды;

2) изучать разрез скважины в целом путем промыслово-геофизических и косвенных наблюдений с целью установления стратиграфической последовательности залегания пород , их толщины и фациальной характеристики, а также положения нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов и их взаимных соотношений;

3) определять свойства и качества нефти, газа и воды, обнаруженных при бурении, а также производительность вскрытых пластов путем опробования, если для этого имеются технические возможности;

образцов пород. Отобранный керн поднимают на поверхность и всесторонне изучают.

В поисковых и разведочных скважинах отбор керна ведется в интервалах с ожидаемой нефтегазоносностью отложений, либо при появлении нефтегазопроявлений в процессе бурения
В эксплуатационных скважинах Керн берут лишь в единичных скважинах в интервале продуктивного горизонта для его детального изучения.

Выбор интервала.

Помимо указанного выше, скважины могут быть пробурены со специальными целями: опорные скважины - для изучения геологического строения недр; в них обязательно проводится сплошной отбор керна;
оценочные скважины - для изучения строения продуктивных горизонтов и содержания в них нефти; в этом случае обязательным является сплошной отбор керна по всей толщине продуктивного горизонта.

необходимо получить следующую информацию:
- наличие признаков нефти и газа;

- литологическую характеристику пород и их
стратиграфическую принадлежность;
- коллекторские свойства пород;
- структурные особенности пород и возможные условия
их залегания.

физические методы исследования горных пород используются для геологического изучения разрезов,

пройденных скважинами, выявления и оценки запасов полезных ископаемых, получения информации о ходе разработки месторождений и о техническом состоянии скважин.

Геофизические исследования в скважинах, бурящихся на нефть и газ - промысловая геофизика.

ископаемых);
контроль за разработкой месторождений;
изучение технического состояния скважин;
проведение прострелочных и взрывных

работ;
уточнение данных наземной геофизики;
решение экологических задач;
решение инженерно-геологических задач;
решение гидрогеологических задач

ИК, ДК, ВИКИЗ, ЯМК;
Радиоактивные методы: ГК, ГК-С, ГГК, ГГК-П, ГГК-П,

ГГК-Ц, ГГК-Д,Т;
Нейтронные методы: НГК, ННК-Т, ННК-НТ , НГК-С, ИНГК, ИННК-Т, ИНГК-С, СО-каротаж;
Акустические методы: АК, ВАК, АКЦ, ВСП, АК-сканер, АК-Кав., ШМ, виброакустический каротаж;
Термические методы: геотермия (естественное поле), термометрия (искусственное поле);
Прямые методы: ИПТ, ОПК, ГДК;
Изучение тех.состояния скважин: кавернометрия, профилеметрия, инклинометрия, ГГК-Ц, ГГК-Д,Т, ЛМ, ЭМД;
Исследования действующих скважин: расходометрия, резистивиметрия, барометрия, ГДК.

профиля скважины (площадь поперечного сечения в каждой точке замера);
Инклинометрия –

определение положения скважины в пространстве;
Термометрия – определение температурного градиента, определение температуры забоя скважины.

т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему.

Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3.
По плотности пластовые нефти делятся на:
легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
тяжелые с плотностью более 0.850 г/.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким.
Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

2. Вязкость нефти , свойство оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.
По величине вязкости различают нефти:
незначительной вязкостью — менее 1 мПа  с;
маловязкие — 1-5 мПа  с;
с повышенной вязкостью — 5-25 мПа с;
высоковязкие — более 25 мПа с.
Зависит вязкость от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (). Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости.
3. Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа растворенного в 1м3 объема пластовой нефти. Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т.

4. Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре.

в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти.

6.

Давлением насыщения пластовой нефти - это давление, при котором газ начинает выделяться из нее.

7. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости βн.

8. Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С.

9. Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти.

10. Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в поверхностных условиях.

давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Зависит от соотношения объемов

нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором недонасыщена.

при изменении условий от пластовых до стандартных (0.101325 МПа, 20

C) и отнесенного к объему дегазированной нефти при стандартных условиях Vosc
Rsb = Vg / Vosc

равномерного внешнего давления. Сжимаемость характеризуется коэффициентом сжимаемости, который определяется формулой


где

V — это объём вещества, p — давление; знак минус указывает на уменьшение объёма с повышением давления.
Коэффициент сжимаемости показывает, на сколько увеличится объем нефти при снижении давления на одну атмосферу.

Данный коэффициент необходим для оценки упругих сил, развиваемых нефтью в пласте в процессе ее отбора при давлениях выше давления насыщения.

пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти
Единицы измерения м3/м3.
Объем нефти в

пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Значения объемного коэффициента нефтей больше единицы, иногда достигают 2-3.

с сохранением пластовых условий, в единице объема. Плотность пластовой нефти

обычно в 1.2 – 1.8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа.

между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу

поверхности при их взаимном перемещении

Вязкость нефти увеличивается при выделении газа (снижение давления ниже давления насыщения) и увеличении плотности.

смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4.

Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.
1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Физические свойства газа
1. Молекулярная масса природного газа: М = ΣMiXi
где Mi - молекулярная масса i-го компонента; Xi - объемное содержание i-го компонента, доли ед.
2. Плотность газа рассчитывается по формуле: ρг = М/Vм
где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях, Vм = 24,05.
3. Относительной плотностью газа по воздуху ρг.в.= ρг/ρв = ρг/1,293 кг/м3.
4. Объемный коэффициент пластового газа представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа, который он занимает в стандартных условиях : bг = Vпл.г/Vст.
Объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из

жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Стабильный состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40—200°С. Молекулярная масса 90—160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

по преобладающему аниону делится на три группы — хлоридную, сульфатную

и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся на подгруппы — натриевую, магниевую и кальциевую.

Са2+, Мg2+

0,2—0,5м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот,

углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.
Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.
Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено.

различной величины, выраженное в % от массы или количества зерен

исследуемого образца.

Методы анализа гранулометрического состава горных пород

Ситовой анализ
d > 0,05 мм

Седиментационный анализ
0,01< d < 0,1 мм

Микроскопический анализ шлифов
0,002 < d < 0,1 мм

частиц размером от 0,05 до 6 - 7 мм, а

иногда и до 100 мм. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм. Проэкстрагированный и высушенный образец керна размельчают на составляющие его зерна три помощи агатовой ступки и пестика с резиновым наконечником.
Из приготовленного, таким образом песка берут навеску, равную 50 г.

СИТОВОЙ АНАЛИЗ

прочность, упругость, пластичность, хрупкость, твёрдость, абразивность, плотность, пористость, водопроницаемость, плывучесть

и устойчивость.
Механическая прочность - способность пород сопротивляться разрушению при сжатии, скалывании, разрыве и изгибе их. Для различных пород предел прочности на сжатие изменяется от 0,1 - 0,2 до 500 МПа (1МПа ≈ 10 кгс/см2). Прочность горных пород на скалывание, разрыв и изгиб значительно меньше, чем на сжатие. Если принять предел прочности породы при одноосном сжатии за 1,0, то предел прочности её на скалывание будет равен 0,2 - 0,08; на растяжение - 0,07 - 0,04.
Прочность горных пород зависит от минералогического состава, структуры и пористости, характера связи между зернами, твердости и размера частиц и т. п. Например, мелкозернистые породы обладают большей прочностью, чем крупнозернистые.

Упругость - способность деформируемого тела восстанавливать первоначальную форму и объём после снятия нагрузки. Упругость также характеризуется отскакиванием ударяющего инструмента (долота) от породы. Упругие свойства в той или иной степени присущи всем породам.
Пластичность - способность пород изменять свою форму (деформироваться) под воздействием приложенных сил, без разрыва сплошности; при этом порода получает остаточную деформацию. Большинство минералов и твердых скальных пород практически не дает остаточной деформации, так как разрушение их происходит раньше, чем начинают проявляться пластичные свойства.

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

отдельные куски при ударе, без заметной пластической деформации. Проявление хрупких

свойств зависит от времени приложения нагрузки. При медленном приложении нагрузки в породе могут развиваться остаточные пластические деформации, и, наоборот, при весьма быстром приложении нагрузок даже вязкие тела могут проявлять себя как хрупкие.
Твёрдость - способность горной породы оказывать сопротивление проникновению в неё другого твердого тела, не получающего остаточных деформаций. Твердость можно считать частным случаем прочности на вдавливание. Это одно из наиболее важных свойств горных пород, определяющее величину внедрения резцов бурового инструмента и существенно влияющее на механическую скорость бурения скважины. Различают агрегатную твердость (твердость породы в целом) и твердость отдельных минералов, из которых состоит порода. Скорость разрушения пород при бурении зависит в основном от агрегатной твердости. Относительная твердость минералов по шкале Маоса
Абразивность - способность горных пород влиять на износ забойного инструмента при бурении скважин. Абразивными свойствами обладают породы, сложенные зернами твердых минералов, сцементированными менее прочным материалом. Наиболее высокими абразивными свойствами обладают кварцевые песчаники. В меньшей степени абразивность зависит от окатанности зерен.

задач:


выявление в разрезе скважин продуктивных горизонтов;
контроль

за разработкой нефтяных и газовых месторождений;
изучение геологического разреза и технического состояния скважин.
проектирование методов теплового воздействия на пласт;
обработка ПЗП, удаление асфальтено-смолистых отложений и парафина и т.д.

capacity of rocks; Н. Warmekapazitat der Gesteine; ф. capacite calorifique

des roches; и. capacidad termica de rocas) — свойство горных пород аккумулировать тепло. Удельной теплоемкостью называется количество энергии, необходимое для повышения температуры породы на 1 градус
ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ горных пород (а. heat соndustance of rocks, thermoсоnductivity of rocks;) — свойство горных пород передавать тепло от более нагретых участков к менее нагретым. Теплопроводность вычисляют по формуле Фурье: l=Q/(dT/dh)st, измеряя Q — количество тепла, прошедшее через слой породы dh за время t при разности температур dT на граничных поверхностях слоя породы (s — поверхность слоя породы, через которую проходит поток тепла). Наибольшую теплопроводность имеет серебро (l=310 Вт/м•град), наименьшую — бурый уголь (0,25), у пирита l=38. При увеличении температуры теплопроводность породы уменьшается. Кристаллы минералов и слоистые породы анизотропны по теплопроводности: параллельно слоям теплопроводность больше, чем перпендикулярно им.
Коэффициент температуропроводности (α) горных пород характеризует скорость прогрева пород, изменения температуры пород вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ.
Способность пород к расширению характеризуется коэффициентами линейного (aL) и объёмного (aV) теплового расширения. Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости, то есть взаимосвязь обратно пропорциональная. Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

площадь и высота месторождения,
расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты,

глубина
залегания);
2) свойства коллекторов (емкостные –пористость, нефтенасыщенность;
фильтрационные – проницаемость; литологические – гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические – механические, теплофизические и др.);
3) физико-химические свойства флюидов;
4) энергетическая характеристика месторождения;
величина и плотность запасов нефти
Экономико-географические параметры
имеют основное значение при решении вопросов размещения и развития нефтедобывающих районов. Под экономико-географическими параметрами понимают территориальное расположение месторождения, которое характеризуется удаленностью площади месторождения от экономически развитых районов; климатом, рельефом местности, характером почв 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.
Социально-экономические параметры
Социально-экономические параметры связаны с социальным и экономическим развитием общества и в основном устанавливаются народнохозяйственными планами , а также решениями и постановлениями директивных органов.

к объему всей залежи двухфазные залежи

подразделяются на
- нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V > 0,75) ;
- газо- или газоконденсатнонефтяные ( 0,50 < V < 0, 75);
- нефтегазовые или нефтегазоконденсатные ( 0,25 < V <0,50 );
- газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V < 0, 25 ).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.
Месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.

По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на :
- уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа ;
- крупные, содержащие от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;
- средние, содержащие от 10 до 30 млн.т.нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;
- мелкие, содержащие менее 10 млн.т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.

(менее 1000 м);
- глубокие скважины (1000 - 5000 м);
- сверхглубокие

скважины (свыше 5000 м).

по диаметру:
- скважины небольшого диаметра (25 - 100 мм);
- скважины со средним диаметром (100 - 500 мм);
- скважины большого диаметра (500 - 900 мм и более);

по степени отклонения от вертикальной оси:
- вертикальные скважины;
- наклонные скважины;
- искривленные скважины;
- горизонтальные скважины;

по количеству спускаемых в скважину эксплуатационных колонн:
- однорядные;
- многорядные (двух - семи рядные);

по характеру бурения:
- бурение одиночных скважин;
- кустовое бурение (количество стволов скважин от двух до 12 и более);

по назначению:
- опорные;
- структурно-поисковые;
- разведочные;
- параметрические;
- эксплуатационные;
- оценочные;
- нагнетательные;
- наблюдательные;
- специальные.

целью установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей

образования в этих породах месторождений нефти и газа.
Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геолого-поисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.
Назначение структурно-поисковых скважин - установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии разреза пород, оценка возможных продуктивных горизонтов.
Разведочные скважины служат для выявления продуктивных пластов, а также для оконтуривания разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений.

Эксплуатационные (добывающие) скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождения. В категорию входят не только добывающие скважины, но и скважины позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные).
Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.
Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.
Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.).
Специальные скважины бурят для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа.

месторождения понимается технологический процесс извлечения из недр нефти, газа

и сопутствующих ценных компонентов для использования их в народном хозяйстве. Ввод нефтяных месторождений ( залежей ) в промышленную разработку допускается если:

осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, при необходимости, пробная эксплуатация залежей или опытно- промышленная разработка представительных участков месторождения ;
ГКЗ России утверждены запасы нефти, газа и сопутствующих ценных компонентов с правом для промышленного освоения;
оформлен и утвержден акт о передаче месторождения (залежи) для промышленного освоения ;
утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно-сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сероводорода;
в соответствии с действующими положениями оформлены горный и земельный отводы нефтегазодобывающим предприятиям;
издан приказ производственного, научно-производственного объединения о вводе в промышленную разработку месторождения ( залежи с запасами нефти до 5 млн. т или газа до 5 млрд. м.).

з р а б о т к и месторождения называется

совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих:
• объекты разработки;
• последовательность и темп их разбуривания и обустройства;
• наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа;
• число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин;
• число резервных скважин;
• управление разработкой месторождения;
• охрану недр и окружающей среды.
Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

р а б о т к и — это искусственно

выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин

нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними

(плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий.

уровня добычи нефти; 3 значительное снижение добычи нефти; 4

– завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

-интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ( 2 % в год от балансовых запасов);
-быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ( 0,8 от максимального;
-резким снижением пластового давления;
-небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ( 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа•с и 35 % при повышенной вязкости);
-достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ( 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

-более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ( 17 %) в течение 3 ( 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ( 2 года - при повышенной вязкости;
-ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
-нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ( 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
-отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
-текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30 ( 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ( 15%.

нефти (в среднем на 10 ( 20 % в год

при маловязких нефтях и на 3 ( 10 % при нефтях повышенной вязкости);
- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ( 2,5 %;
- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ( 85 % при среднем росте обводненности 7 ( 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ( 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа•с и до 20 ( 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
- суммарным отбором жидкости 0,5 ( 1 объема от балансовых запасов нефти.
Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ( 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.
Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ( 90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:
- - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );
- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 - 7 м3/м3);
- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ( 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
- отбором за период стадии 10 - 20% балансовых запасов нефти.
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ( 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно 98%.

помещают в углеводородную жидкость, а нефте - водонасыщенность определяют путем

экстрагирования их в приборах С.Л. Закса. В качестве растворителя используют толуол, температура кипения которого 110 оС. Нефте-, водонасыщенность определяют по массе образца до и после экстракции и по объему воды, попавшей в ловушку аппарата Закса. Метод приемлем только в случае, когда керн поднимается из части пласта с возможной максимальной нефтенасыщенностью для соответствующих геолого-физических условий залегания пород. Если в породе присутствует свободная вода, то под действием градиентов давления, возникающих при проникновении углеводородной основы бурового раствора, часть ее может оказаться замещенной на углеводородную жидкость, что приводит к искажению результатов.
В большинстве случаев пласты вскрываются на обычных глинистых буровых растворах, характеризующихся определенной водоотдачей. При этом часть нефти из пористой среды вытесняется фильтратом бурового раствора, что искажает результаты исследований. Некоторые исследователи считают, что в этом случае можно определить величину остаточной нефтенасыщенности и оценить коэффициент вытеснения нефти водой.


Определение водо- и нефтенасыщенности проводят
на аппаратах Дина и Старка и Закса

запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов

варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %).
Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.
На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.
При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.
Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,-на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.
Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и

нагнетательных скважин, называется режимом пласта. Выделяют пять режимов:
водонапорный (естественный и искусственный),
упругий,
газонапорный (режим газовой шапки),
режим растворенного газа
гравитационный.

сил, зависящих от физико-геологических природных условий и мероприятий, проводимых при

его разработке и эксплуатации.
О режиме пласта судят по характеру изменения во времени его дебита и пластового давления, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т.п. Режим пласта – сложный комплекс проявлений его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации.

под действием наступающей краевой воды
основной движущей силой является газ, выделяющийся

из нефти по мере снижения давления

горных пород и пластовых флюидов
преобладающий вид энергии – энергия сжатого

газа газовой шапки

или нескольких режимов действием силы тяжести
нефть движется к забою скважин

под действием силы тяжести

и их отражения в техническом проекте разработки:
природного и планируемого

режимов разработки залежи;
плотности сетки скважин;
этапности ввода объектов разработки;
системы разработки – с поддержанием пластового давления или нет;
природно-климатических условий территории расположения объекта;
наличия ограничений хозяйственной деятельности на территории горного отвода (проекции внешнего контура объекта на дневную поверхность), а также особо охраняемых природных объектов;
степени развития промышленной инфраструктуры в районе освоения;
возможности использования попутно-извлекаемых компонентов (гелия, газового конденсата, растворенного газа ит.д.);
экономических факторов.

фонтанной добычи нефти: 1 - эксплуатационная колонна; 2 – насосно-компрессорная

труба (НКТ); 3 – пакер; 4 – фланец; 5 – фонтанная арматура; 6 - штуцер

всасывающий клапан; 2 – нагнетательный клапан; 3 – штанга; 4

– тройник; 5 – устьевой сальник; 6 – балансир станка-качалки; 7 – кривошипно-шатунный механизм; 8 – электродвигатель; 9 – головка балансира; 10 – насосные трубы

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 - эксплуатационная колонна; 2 – насосно-компрессорная труба (НКТ); 3 – пакер; 4 – фланец; 5 – фонтанная арматура; 6 - штуцер

многих факторов, могут обеспечить добычу нефти из-под воды на разных

глубинах.

разработала: Андреева Н.Н., д.т.н., профессор.

запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.
Настоящая Классификация устанавливает

единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов и газового конденсата.
Запасы нефти и газа по категориям подразделяются:

- по степени геологической изученности
по степени промышленного освоения

Критериями степени геологической изученности являются изученность как полевыми геофизическими исследованиями, таки и промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими создать модель месторождения и осуществить подсчет запасов УВ сырья.

По степени промышленного освоения выделяются запасы залежей разрабатываемых и разведываемых месторождений

степенью геологической изученности объектов и их перспектив нефтегазоносности.
Критерием выделения категорий

ресурсов является предполагаемая нефтегазоносность ловушек или участка недр по площади и разрезу на основании соответствующей степени изученности геологического строения объектов исследования.
Ресурсы нефти и газа подразделяются на четыре категории:

категория D0

категория Dл

категория D1

категория D2

со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта.
Первичное вскрытие – это

процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. 
Вторичное вскрытие – это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия и освоения продуктивного пласта зависит величина притока жидкости, т.е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

перфорации осуществляются техническими средствами сервисных компаний.
Гидромеханическая щелевая
Вторичное вскрытие – перфорация обсадной

колонны на уровне разрабатываемого продуктивного пласта.

Сверлящая

Радиальная струйная

их истощения, заводнения;
свойствах нефти и пластовой воды – вязкость, содержание

серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;
коллектора и его свойствах – проницаемость, толщина, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубина, удельная поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав
расположения и технического состояния пробуренных скважин
затратам на дополнительное обустройство и выработку рабочих агентов

документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений
Технологические проектные

документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

Технологическими проектными документами являются:
· проекты пробной эксплуатации;
· технологические схемы опытно-промышленной разработки;
· технологические схемы разработки;
· проекты разработки;
· уточненные проекты разработки (доразработки);
· анализы разработки.

рассматриваются и утверждаются ЦКР (центральной комиссией по разработке) Министерства природных

ресурсов РФ, а также территориальными Комиссиями, создаваемыми по согласованию с Министерством природных ресурсов РФ.

Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

Проекты пробной эксплуатации составляются для месторождений, разведка которых не закончена или при отсутствии в достаточном объеме исходных данных для составления технологической схемы разработки. Проект пробной эксплуатации месторождения составляется по данным его разведки, полученным в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки.

Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

нефтяных и газонефтяных месторождений
Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим

предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин. Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю над процессом разработки.
Проекты разработки составляются после завершения бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов.

нефтяных и газонефтяных месторождений
Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии

разработки после извлечения основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

месторождений является комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового

отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики), компьютерных методов, технологии и техники строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономико-географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.

Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

нефтяных и газонефтяных месторождений
В проектных документах на разработку обосновываются:

выделение эксплуатационных объектов;

системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

выбор способов и агентов воздействия на пласты;

порядок ввода объекта в разработку;

способы и режимы эксплуатации скважин;

уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

вопросы, связанные с особенностями применения физико- химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

нефтяных и газонефтяных месторождений
В проектных документах на разработку обосновываются:
мероприятия

по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

мероприятия по охране недр и окружающей среды, технике безопасности, пром-санитарии и пожарной безопасности с учетом состояния окружающей среды;

объемы и виды работ по доразведке месторождения;

вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

нефтяных и газонефтяных месторождений
В технологических схемах число расчетных вариантов должно

быть не менее трех, а в проектах и уточненных проектах разработки – не менее двух вариантов.

В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению, период стабильной добычи из условия, чтобы величины максимальной и минимальной добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня.

Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.

Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Число резервных скважин обосновывается и в технологических схемах может составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах – до l0%.

Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

нефтяных и газонефтяных месторождений
В технологических схемах и проектах разработки обосновывается

возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их опытно-промышленных испытаний.

Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев

В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.

Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений