Файл: Отчет по Практическим работам по дисциплине Прикладная экология.docx

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Институт нефти и газа федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

(филиал в г. Октябрьском)
«Кафедра информационных технологий, математики и естественных наук»

Отчет

по Практическим работам

по дисциплине «Прикладная экология»

	Студент гр
Преподаватель

г. Октябрьский

2023

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Цель работы – знакомство с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками. Рассчитать на каждый год разработки залежи: среднегодовой газовый фактор, годовую добычу жидкости, среднегодовой процент воды в добываемой жидкости. Определить режим работы нефтяной залежи.

Согласно современным представлениям по преобладающему виду пластовой энергии выделяют следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный; упруго-водонапорный; газонапорный режим (режим газовой «шапки»); режим растворенного газа; гравитационный. Первые три режима представляют собой режимы вытеснения, а последние два – режимы истощения пластовой энергии. Более подробная характеристика природных режимов нефтяных залежей описана ниже.

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой (или подошвенной) воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов.

---

В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 1, а). Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода. При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют [3].

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин. При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратиться.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях:

• 
  больших размерах законтурной области;
  
• 
  небольшой удаленности залежи от области питания;
  
• 
  высокой проницаемости и относительно однородном строении пластоколлектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
  
• 
  отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе;
  
• 
  низкой вязкости пластовой нефти;
  
• 
  при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.
  

Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

---

Рис. 1. Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме:

а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика основных показателей разработки; 1 – интервалы перфорации; 2 – вода; 3 – нефть; 4 – направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНК_нач – начальное, ВНК_тек – текущее, ВНК_к – конечное; давление: Р_пл – пластовое, Р_нас – насыщения; годовые отборы: q_н – нефти, q_ж – жидкости; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; k_извл.н – коэффициент извлечения нефти

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 1, б):

• 
  тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта относительно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; область снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;
  
• 
  практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;
  
• 
  достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки, до 8-10 % в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85-90 % извлекаемых запасов нефти. Весь период разработки с точки зрения динамики добычи нефти подразделяют на четыре стадии. При этом первые три стадии относят к основному периоду разработки, четвертая стадия – завершающий период.
  
• 
  извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор ВНФ) может достигать 0,5-1.
  

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти до 0,6-0,7, а в некоторых случаях и выше [2,4]. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим. Водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Грозненского района, Самарской, Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.

---

1.2. Упруго-водонапорный режим

Это режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов, сжатых в недрах под действием горного давления и насыщающей их жидкости. Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии. Коэффициент нефтеотдачи также может достигать 0,7 [5].

Объем нефти ΔV_н, получаемой из залежи за счет упругих сил при снижении в ней пластового давления на Δр^*, можно выразить формулой:



где ΔV'_н, ΔV_н" – объемы нефти, полученные соответственно за счет упругих сил самой залежи и водоносной области пласта; V_н, V_в – объемы нефтеносной и вовлеченной в процесс снижения пластового давления водоносной частей пласта; β^*_н, β^*_в – коэффициенты объемной упругости пласта в нефтеносной и водоносной частях (β^*= k_пβ^*_ж + β_с, где k_п – средний коэффициент пористости; β_ж, β_с – коэффициенты объемной упругости жидкости и породы). Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.

---

Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пластаколлектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Перфорация нефтенасыщенной части пласта выполняется, как и при водонапорном режиме.



Рис. 2. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме. Условные обозначения см. рис.1

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (рис. 1, а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля неизвлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рис. 2) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения.

Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи. Кривая 1 на рис. 3 соответствует случаю, когда упруговодонапорная система имеет большие размеры. Кривая 2 отражает случай с относительно небольшой законтурной областью, что характерно для продуктивных горизонтов, в которых или проницаемость резко снижается в законтурной области, или имеются дизъюнктивные нарушения на небольшом удалении от залежи.



Рис. 3. Зависимость динамического пластового давления Р_пл от накопленной добычи жидкости Q_ж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки. Размеры законтурной области: 1 – большие; 2 – небольшие; 3 – законтурная область практически отсутствует

---