Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

Размещено на http://allbest.ru

Филиал Югорского государственного университета

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

Студент: Сабитова Э.Ф.

Руководитель: Королева А.П.

Нефтеюганск 2011г

Содержание

Введение

1. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей

2. Понятие о коэффициенте нефтеотдачи пластов

3. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования

4. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой

Заключение

Введение

Нефть известна людям более четырех тысяч лет. Признание как дешевого топлива и источника ценных продуктов нефть получила за последние сто лет. В настоящее время развитие техники и промышленности невозможно представить без использования нефти и продуктов ее переработки.

Перспективные направления в нефтедобыче будут определяться уровнем мировых цен на нефть, налоговой политикой в нашей стране, научно-техническими достижениями в разработки и эксплуатации месторождений, качеством разведанной сырьевой базы. Скачок цен на нефть в новом веке на рынках мира благоприятно повлиял на экономику России.

Процесс развития нефтяной промышленности России требует применения нетрадиционных систем разработки, новых технологий и современных технических средств, а это все зависит от состояния отраслевой и академической науки, и не только нефтегазового комплекса, но и нефтегазового машиностроения.

Максимальная добыча нефти, около 600 млн. т в год на территории бывшего СССР, приходилась на 80-е 20 века в основном за счет ввода в эксплуатацию высокодебитных месторождений Западной Сибири. К концу прошлого столетия объемы добываемой нефти сократились и стабилизировались на отметке 303-305 млн. т в год.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, ее физические характеристики (пористость, проницаемость, насыщенность и др.), физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающие породы, уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации.

Эти данные позволят определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте при его разработке и на различных стадиях эксплуатации.

нефтеотдача дренирование бурение

1. Режимы работы нефтяных и газовых залежей

Энергетические состояния залежи- главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи. Для нефтяных месторождений принято выделять водонапорный, упругий, газонапорный, растворенного газа и гравитационный режимы.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевым и талыми водами. Место выхода пласта на поверхность или пополнения его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, а при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создает наиболее благоприятные условия для разработки залежи.

Отбор нефти в начальной период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта.

Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. При хороших коллекторских свойствах законтурной водоносной части пласта даже значительные отборы жидкости не приводят к существенному снижению пластового давления в залежи. Мало меняющееся пластовое давление и связанное с ним постоянство дебита скважин и газового фактора на протяжении всего периода разработки месторождения - наиболее характерные черты водонапорного режима работы нефтяной залежи.

При водонапорном режиме работы по мере отбора нефти происходит перемещение контура нефтеносности к центру залежи, что на определенном этапе закономерно приводит к появлению пластовой воды в продукции скважин. Вследствие различия темпов отбора на отдельных участках залежи, неоднородности коллекторских свойств пласта, различия вязкостей нефти и воды, за счет капиллярных явлений продвижение происходит неравномерно.

В массивных залежах с подошвенной водой, обводненность скважин может произойти преждевременно из-за образования конуса подошвенных вод. При разработке водоплавающих залежей в скважинах вскрывают только верхнюю нефтенасыщенную часть пласта. Отбор нефти приводит к возникновению перепада давления между нижней обводненной и верхней нефтенасыщенной частями пласта. За счет этого перепада давления зеркало подошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, образуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину обводнение ее прогрессирует довольно быстро, поэтому полная обводненность продукции скважины может наступить еще задолго до выработки основных запасов нефти.

В гидродинамических изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, водонапорный режим разработки, если это экономически и технически оправдано, создают искусственно, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Такой способ разработки месторождений, называемый искусственным заводнении или просто заводнением, получил широкое распространение у нас в стране и за рубежом.

Упругий режим разработки нефтяных месторождений проявляется в гидродинамические изолированных залежах, при пластовых давлениях в них выше давления насыщения нефти газом. В таких условиях основным источником энергии служит упругость пород - коллекторов и насыщающих их жидкостей. В начальный период вода, нефть, скелет породы, находящиеся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом упругой энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта.

При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы-коллектора. Все это обусловливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удаленных зонах пласта. Сравнительно быстро область пониженного давления, ее часто называют областью упругого возмущения, распространяется и на законтурную часть пласта.

Газонапорный режим работы свойственен залежам, имеющим запасы свободного газа (газовая шапка). Нефть вытесняется из пласта напором расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи. По мере разработки месторождения в связи с расширением газовой шапки нефтенасыщенная толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускается. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах, не имеющих гидродинамической связи с областью питания, нередко он сочетается и с водонапорным режимом, если пластовые воды не обладают достаточной активностью. При разработке залежей в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается.

Темпы его снижения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей пласта, активности пластовых вот, темпов отбора нефти. Несмотря на большие запасы пластовой энергии, сосредоточенной в газовой шапке, эффективность работы залежи при газонапорном режиме ниже, чем при водонапорном из-за относительно плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин приходится ограничивать вследствие прорыва газа из газовой шапки.

Режим растворенного газа проявляется в нефтяных залежах после снижения пластового давления в них ниже давления насыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ по мере снижения давления.

Выделяется в свободное состояние в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных по всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки вытесняют нефть из пласта. При режиме растворенного газа пластовое давление постоянно падает, в результате разница между давлением насыщения и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к увеличению объема выделившегося свободного газа, росту газонасыщенности пласта и, как следствие, снижению фазовой проницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате газовый фактор возрастает до значения, в несколько раз превышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется нерационально, двигаясь по пласту , он не совершает работы по вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки месторождения газовый фактор, достигнув максимального значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти. Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, количество которого в залежи ограничено, то падение пластового давления и полная дегазация нефти являются признаками истощения залежи. Дебиты скважины падают, дальнейшая эксплуатация становится нерациональной.

По гравитационном режиме, нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность проявления гравитационной энергии невелика, поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы отбора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень невелики, поэтому он используется лишь в исключительных случаях.

Нефтяная залежь редко работает на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Например, ввод месторождения сопровождается упругим режимом, который после падения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом переходит в режим растворенного газа. Возможно проявления на месторождении смешанных режимов, когда одновременно действует пластовая энергия двух видов, например сочетание напора краевых вод и газа газовой шапки. Для газовых и газоконденсатных месторождений главными источниками пластовой энергии, за счет которой происходит движения газа по пласту, являются напор краевых или подошвенных вод и собственная энергия сжатого газа.

Другие виды пластовой энергии, играют подчиненное значение. Поэтому для газовых и газоконденсатных месторождений характерны водонапорный газовый режимы работы. При газовом режиме приток газа к скважине происходит за счет его расширения при снижении давления в залежи. Этот режим проявляется, если в процессе разработки пластовые воды не поступают в залежь из-за отсутствия гидродинамической связи с областью питания.

Газовый режим характеризуется постоянством объема порового пространства пласта, поэтому снижение давления в залежи прямо пропорционально отборам газа.

При водонапорном режиме газ и залежи вытесняется под действием напора краевых или подошвенных вод. Активное продвижение воды в залежь из законтурной области начинается после некоторого снижения давления в результате отбора части газа за счет его собственной энергии.

Количество газа, которое необходимо отобрать для активного проявления водонапорного режима, зависит от коллекторских свойств пласта и качества его гидродинамической связи с областью питания. Известны случаи, когда водонапорный режим, стал заметен, лишь после отбора 30% запасов газа. Поэтому иногда может сложиться впечатление, что залежь вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме.

2. Понятия о коэффициенте нефтеотдачи пластов

От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель разработки нефтяных месторождений - коэффициент нефтеотдачи, характеризующий полного извлечения нефти из недр. Коэффициент нефтеотдачи - это доля извлеченной из пласта нефти из ее первоначальных запасов.

(1)

При расчете коэффициента нефтеотдачи начальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обычно к поверхностным.

Различают два коэффициента нефтеотдачи - текущий, определяемый на данный момент разработки месторождения, и конечный, характеризующий полноту извлечения нефти на момент окончания разработки месторождения. Конечный коэффициент нефтеотдачи зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи.

Нефтеотдача при вытеснении нефти водой определяется взаимодействием гидродинамических и капиллярных сил. Отбор жидкости из добывающих скважин приводит к тому, что давление в нефтенасыщенной части пласта становится ниже, чем в водоносной. Под действием разницы давлений контурная или подошвенная вода внедряется в нефтенасыщенные поры пласта и вытесняет из них нефть в сторону добывающих скважин. По мере дальнейшего отбора нефти вода продвигается к центру залежи, охватывая все большие и большие объемы пласта, происходит стягивание контура нефтеносности. Вследствие действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение нефти водой не носит поршневого характера. Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения. Он определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Для характеристики объема пласта, в котором происходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта, под которым понимают отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте. Так как при режимах вытеснения нефти водой (или газом) она извлекается только из зон охваченных воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием:

(2)

Механизм вытеснения нефти газом, находящимся в газовой шапке, во многом сходен с вытеснением нефти водой. Но из-за большого различия в вязкости газа и нефти нефтенасыщенность на фронте вытеснения снижается менее чем на 15%. При газонасыщенности около 35% в пласте движется только газ. Поэтому при газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи обычно невысок. Однако при высокой проницаемости пласта, при большом его наклоне, малых темпах отбора нефти, когда благоприятны условия для гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать высоких значений, примерно 50-60%.

При режиме растворенного газа механизм вытеснения нефти из пласта представляется следующим образом. После снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом в пористой среде появляются отдельные пузырьки свободного газа. По мере дальнейшего снижения давления объём, занимаемый в пористой среде газом, увеличивается за счёт расширения пузырьков и продолжающегося выделения газа из нефти. Свободный газ вытесняет из пористой среды нефть в том объёме, который занимает сам. Такой процесс продолжается до тех пор, пока некоторые поровые каналы не окажутся полностью газонасыщенными. С этого момента эффективность вытеснения нефти газом быстро снижается. Газ, обладающий малой вязкостью и, соответственно, большой подвижностью в пористой среде, опережая нефть движется к скважинам в сторону пониженного давления не совершая работы по вытеснению нефти. Неэффективное расходование энергии растворенного газа и объясняет низкие значения коэффициента нефтеотдачи при режиме растворенного газа.

3. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80%.

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большим запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого газа, сжатого в газовой шапке и растворенного а нефти. Это объясняет также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и не большим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности.

Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа и газовой шапки. В процессе расширения проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта, при сравнительно небольшой газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов- наиболее существенная причина неполной отдачи нефти из пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняются появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом, то есть от количества и состава и физико-химических свойств нефти и горных пород, скорости вытеснения и других.

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластов нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

- капиллярно удержанная нефть;

- нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

- нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

- нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

- нефть, удержанная у местных непроницаемых экранов, разломов и других непроницаемых перемычках.

Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим, скорость закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на границе с нефтью и смачивающие свойства вязкость и температура.

4. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта, то есть увеличивается с ростом градиентов давления. Когда капиллярные силы ослаблены, в следствие, низких значений поверхностного натяжения или проницаемости пород и других признаков, скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пород и строению пластов. В этом случае не зависимость нефтеотдачи от перепада давления (от скорости вытеснения) оказывают влияния, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть.

Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

Заключение

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением могут быть разными. Все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- При вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением (низконапорных пластов), следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

- При вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

- Должны быть созданы соответствующие и надёжные конструкции стволов и забоев скважин;

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:

Поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам;

- Проникновения фильтрата (дисперсной среды) бурового раствора в поровое пространство;

- Проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство. Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5-15% от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора (эмульсий и т.д.). От выбуренной породы забой очищают также путём продувки газообразными агентами.

Размещено на Allbest.ru