Понятие о нефтяной залежи

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и водой, определяет положение водо-нефтяного контакта.

В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать и вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, а также вода, находящаяся в пропластах самого нефтяного пласта (промежуточная вода).

При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка. Размеры этой области могут быть незначительными, а могут иметь промышленное значение. В этом случае залежь называется нефтегазовой.

В процессе эксплуатации залежи на показатели разработки оказывает существенное влияние наличие контакта с водяной и газовой областями. Поэтому уже на стадии разведки месторождения важно правильно определить тип залежи и оценить соотношение размеров областей, занятых нефтью и газом.

Статистические исследования данных о составных пластовых нефтей и газов большого числа месторождений показали, что состав и другие термодинамические и физико-химические характеристики добываемой продукции являются информативными в отношении оценки типа залежи, соотношения нефти и газа в пласте, наличия аномально высоких пластовых давлений и других важных для разработки факторов. Использование этих данных позволяет на ранней стадии разведки и разработки получить дополнительную важную информацию о состоянии объекта к обычно используемой при геологических и промысловых исследованиях.

Так как состав нефти и газа относится к числу параметров, которые могут варьироваться в пределах одной и той же залежи, то при их использовании следует применять методы классификации, не чувствительные к изменению этих параметров в пределах этой залежи. В качестве такого метода можно рекомендовать метод ранговой классификации. Суть его заключается в следующем.

Предварительно определяют информативность каждого признака. Она может быть оценена по коэффициенту корреляции между рассматриваемым признаком, например, составом нефти и газа и изучаемым показателем, в данном случае - отношением объема нефтяной части к газовой Vн/Vг. Чем выше коэффициент корреляции, тем больше информативность признака. Для определения степени связи наиболее удобен с практической точки зрения метод ранговой корреляции. Рассмотрим его. Выявим наличие связи между Vн/Vг и содержанием C₄H₁₀ в газе по данным N месторождений. Каждому значению Vн/Vг и содержанию C₄H₁₀ присваиваем определенный ранг: наибольшему значению Vн/Vг - ранг 1, второму по величине - ранг 2 и т.д. Аналогично присваиваем ранги значениям пропана. Обозначим ранг i-го по порядку значения Vн/Vг через Xi, а соответствующего значения C₄H₁₀ - через Yi. Таким образом, имеем ряд пар (Xi, Yi). Вычисляем коэффициент Спирмена R ранговой корреляции

.

Далее подсчитываем значимость коэффициента R, для чего вычисляем

.

По соответствующим вероятностным таблицам находим критическое значение t_табл для t - распределения при N - 2 степенях свободы и уровне значимости α (обычно α принимается равным 0,05 или 0,1). Если вычисленное значение t > t_табл, то полученное t значимо и по R судят о степени связи между Vн/Vг и C₄H₁₀. Аналогично проверяем и другие факторы. Выбираем те из них, которым соответствуют наибольшие коэффициенты ранговой корреляции R.

Результаты анализа данных по ряду месторождений страны показали, что наиболее информативными признаками являются: содержание C₄H₁₀ в газе; отношение содержаний (С₂Н_б)/(С₃Н₈); коэффициент φ = (С₂Н_б)·Pпл·Ф₂₀₀·10^-3, где (С₂Н₆) - содержание этана в газе, %; Pпл - пластовое давление, МПа; Ф₂₀₀ - объемный выход фракций при нагреве до 200° С.

Анализ данных по месторождениям страны позволил выделить три основных типа залежи (М - сумма рангов всех трех признаков для данного месторождения),

0 < М < 5 Vн/Vг > 5 - нефтяная залежь;

6 < М < 12 0,5 < Vн/Vг < 5 - нефтегазовая залежь;

13 < М < 21 0 < Vн/Vг < 0,5 - газоконденсатная залежь.

Таким образом, по составу газа уже на стадии разведки месторождения можно диагностировать тип залежи.

Отметим, что любой метод распознавания образов, в какой бы задаче он не применялся, дает ответ с определенной вероятностью ошибки - неправильного распознавания. Несмотря на малую величину этой ошибки, т. е. высокий процент успешного распознавания образов, цена этой ошибки в отдельных случаях может быть высокой. Например, если из 100 залежей их тип будет правильно определен в 99 случаях, то ошибка составит всего 1%. В то же время, если единственная залежь, тип которой определен неверно, обладает большими запасами, то неправильная ее разработка, основанная на предполагаемом типе, может дать огромные экономические потери. Поэтому этот подход необходимо увязать и дополнить результатами геофизических исследований, анализом геологических особенностей и т. п., т. е. использовать комплекс определений, что повышает надежность диагностирования.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ представляет собой совокупность залежей неф­ти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и рас­положенных в пределах одной площади.

Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)

Таблица 1

Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам

Месторождения	Запасы
извлекаемые нефти, млн. т	Балансовые газа, млрд. м3
Уникальные Крупные Средние Мелкие	Свыше 300 30—300 10—30 До 10	Свыше 500 30—500 10—30 До 10

По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):

простого строения, связанные с ненарушенными или слабона­рушенными структурами, продуктивные пласты которых характе­ризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площа­ди и разрезу ИЛИ литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических на­рушений;

очень сложного строения, для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так И невыдер­жанность толщин и коллекторских свойств продуктивных плас­тов.

Сложность геологического строения месторождений устанавли­вается исходя из соответствующих характеристик основных зале­жей, заключающих основную часть (больше 70 %) запасов место­рождения. Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, их объемы и эко­номические показатели разведки и разработки.

Вопрос 2

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.

Газлифтная (компрессорная) эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим -Н_ст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

Р _пл= Н _ст·  · g, отсюда Н _ст = Р _пл  · g.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:

Н _дин= Р _заб/  · g.

При этом давление из башмака подъемной трубы

Р ₁ = (L – h ₀)·  · g = h _п·  · g,

где L - длина подъемной трубы;

h ₀- расстояние от устья скважины до динамического уровня;

h _п = L – h ₀ - глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис. 3.6; 3.7).

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне

труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента - газа.

Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники (рис. 3.6) применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка. С целью снижения металлоемкости применяют так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком (рис. 3.6).

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках - от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках - для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего - 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 ¸15 мм.

Достоинства газлифтного метода:

1) простота конструкции (в скважине нет насосов);

2) расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);

3) возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

3) Недостатки газлифтного метода:

1) большие капитальные затраты;

2) низкий КПД;

3) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.