Особенности разработки нефтегазовых залежей

Разработка нефтегазовых залежей имеет свои особенности, обус ловленные наличием в одном коллекторе двух связанных друг с другом частей - нефтяной и газовой и имеет существенные особенности в отличие от чисто нефтяных.

Разработка нефтегазовых залежей осуществляется с применением следующих систем: I) без поддержания пластового давления; 2) путем законтурного заводнения; 3) с барьерным заводнением.

Разработка нефтегазовых залежей методом заводнения значительно сложнее, чем чисто нефтяных залежей, ввиду высокой подвижности газа в газовых шапках и срыва эксплуатации добывающих скважин после прорыва в них свободного газа.

Системы разработки нефтегазовых залежей без поддержания пластового давления эффективны для эксплуатационных объектов, где проявляются следующие геолого-промысловые особенности: а) основными движущими силами, продвигающими нефть к забоям скважин, являются энергия расширяющегося газа в газовой шапке и энергия подошвенной или краевой воды; б) высокие коллекторские свойства; в) незначительная неоднородность залежей; г) высокая фильтрационная характеристика залежей; д) незначительное соотношение вязкости нефти и внедряющейся в залежь пластовой воды; е) крутые углы падения пластов.

Системы разработки нефтегазовых залежей с законтурным заводнением применяют на эксплуатационных объектах, для которых характерны следующие геолого-промысловые особенности: а) небольшой объем: нефтяной части залежи; б) низкие коллекторские и фильтрационные свойства пласта; в) повышенная вязкость нефти; г) малоактивная водоносная система залежи; д) наличие гидродинамической связи между продуктивной и законтурной частями пласта; е) недостаточный запас пластовой энергии в залежи.

Системы разработки нефтегазовых залежей с барьерным заводнением рекомендуются для эксплуатационных объектов, для которых характерны следующие геолого-промысловые факторы: а) малоактивная водоносная система залежи; б) наличие плотных непроницаемых пропластков в интервале газонефтяного контакта; в) небольшие углы падения пород; г) проницаемость вкрест напластования пород гораздо ниже проницаемости по напластованию; д) отсутствие трещиноватости пород.

Практика разработки нефтегазовых залежей показала, что необходим контроль за указанными показателями по площади залежей.

Опыт разработки нефтегазовых залежей в Западной Сибири пока очень ограничен, поэтому на Самотлорском, Варьеганском, Федоровском, Быстринском и других месторождениях в промышленном и опытно-промышленном масштабе запроектированы системы воздействия на пласт, отвечающие принципам, описанным выше.

Система разработки нефтегазовых залежей без поддержания пластового давления рекомендуется для эксплуатационных объектов, где основными движущими силами являются энергия расширяющегося газа в газовой шапке и. В этом случае количество добываемой нефти и нефтеотдача зависят от соотношения объемов нефтяной и газовой ча-стей залежи, От коллекторских свойств пласта, от фильтрационных характеристик залежи, неоднородности пласта, соотношения вяз-костей нефти и внедряющейся в залежь пластовой воды, от углов падения пласта.

Система разработки нефтегазовых залежей с законтурным заводнением применяется на тех эксплуатационных объектах, где размеры, объем газовой части пласта по сравнению с нефтяной очень небольшие, энергия пластовой водоносной системы малоактивна, коллекторские и фильтрационные свойства пласта низкие, вязкость нефти повышенная. В этом случае запаса пластовой энергии в залежи недостаточно, поэтому для достижения соответствующей нефтеотдачи производится разработка таких объектов с законтурным заводнением с обеспечением начального пластового давления на контуре нефтеносности. Нагнетательный ряд располагается за внешним контуром нефтеносности, разработка в этом случае почти не отличается от разработки нефтяных залежей.

Система разработки нефтегазовых залежей с барьерным заводнением рекомендуется в том случае, когда отсутствует тре-щиноватость пород, проницаемость вкрест напластования пород гораздо ниже проницаемости по напластованию. Наибольшая эффективность описываемой системы достигается при наличии плот-ных непроницаемых пропластков в интервале газонеф (гяного контакта, а также при небольших углах падения пород. Нагнетательные скважины бурятся вдоль внутреннего контура газоносности или в некоторых случаях - в непосредственной близости от него. Закачиваемая вода образует как бы барьер, который изолирует газонасыщенную часть залежи от нефтенасыщенной. Это позволяет одновременно добывать как нефть, так и газ. Особое внимание при контроле за разработкой уделяется исследованиям, позволяющим оценить возможность прорыва воды в добывающие скважины.

Особенностью является то, что при данных начальных пластовых термобарических состояниях, система находится в перенасыщенном состоянии(т.е существует жидкая и газовая фаза).

Разница в начальных пластовых давлениях в разных точках пласта месторождения различается на 5-12%. В фонтанном фонде скважин осложнение- прорыв газа в систему сбора (приводит к увеличению давления в системе сбора с 15 атм до 40-60 атм) сопровождающиеся большими вибрациями, в механизированном фонде скважин – срыв подачи.

В контактных зонах на границах ГНК, благодаря отсечению газовой шапки от нефтяной перемычки 1,5-2 метра создавались условия реализации практически тех же режимов, что и в нефтяных залежах, только с осложнениями вязкостной характеристики и дебитов. Отсюда нефтегазовые залежи сложного строения требуют выделения так называемых частных технологий даже в пределах одних и тех же объектов. Пример – Лянтор, в пределах этого месторождения выделено 4 обьекта.

1. Осложнения – опережение выработки газа из газовой шапки. Применяют барьерное заводнение(газ.шапка отсекается барьерным рядом) по условиям насыщения зоны (части) в НГЗ В НГЗ могут быть выделены:
1.ПГЗ - подгазовая зона в пределах внешнего контура газоносности;
2.ЧНЗ - чисто нефтяная зона между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности;
3.ВНЗ - водонефтяная зона между внутренним и внешним контурами нефтеносности.
Особенности разработки обусловлены:
1.фазовым состоянием системы при начальных пластовых условиях (система перенасыщена газом)
2.геологические литофациальные особенности НГЗ (послойная и зональная неоднородность, тектоническая нарушенность,,глинизация
Перечисленные факторы определяют ряд особенностей разработки НГЗ:
1.т.к. ΔР = Р_пл^нач - Р_нас = 5 -10 ат, скважины работают при P_заб < Р_нас;
2.вокруг каждой добывающей скважины развиваются зоны разгазирования (происходит движение газонефтяной системы со снижением фазовой проницаемости по нефти);
3.отмечаются повышенные газовые факторы нефти;(для НГЗ 150-300м3/т, а в НЗ 30-90 м3/т)
4.происходит вытеснение газированной нефти водой;
5.в подгазовой зоне (ПГЗ) вскрытие пласта перфорацией предусматривает отступление от ГНК на 4-5 метров для предупреждения прорыва верхнего газа и от ВНЗ на 1.5-2 метра.
6.при прорыве воды (законтурной, подошвенной или закачиваемой) происходит трехфазная фильтрация со всеми отрицательными последствиями;
7.конечная нефтеотдача в НГЗ при прочих равных условиях на 10-15 % ниже, чем в чисто нефтяных залежах;
8.глубинно-насосное оборудование работает в более неблагоприятных условиях по сравнению с нефтяными залежами.
9.Интервалы перфорации требуют тщательного анализа характера послойной неоднородности пласта.
10)Местоположение ГНК и ВНК может обеспечить многообразие типов НГЗ (до 12 по Самарцеву)
Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:

1) Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.

2) Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.

3) Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки.

4) Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.

5) Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.

6) Много добывают балластной воды.

В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.

Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи.