Презентация на тему: Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
Типы коллекторов
Терригенные
Карбонатные
Неоднородность порового пространства (микронеоднородность)
Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
Удельная поверхность пористой среды
Смачиваемость
Неоднородность нефтенасыщенных пластов (макронеоднородность)
Расчленённость
Извлечение нефти из пластов
Проявление естественных сил при движении жидкости. Упрогоёмкость пластовых систем
Напор контурных вод
Режим растворённого газа
Расширение газовой шапки
Гравитационные силы
Капиллярные силы
Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
1/21
Средняя оценка: 4.2/5 (всего оценок: 6)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (966 Кб)
1

Первый слайд презентации: Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Изображение слайда
2

Слайд 2

Строение и свойства пластов. Условия залегания и насыщения нефти Эффективное управление процессами разработки и особенно повышение ƞ невозможно без детальных знаний о строении и свойствах нефтяных пластов, условий сосредоточения и фильтрации в них нефти. Модели пластов, необходимые для оценки запасов и проектирования разработки, в силу сложности и различности строения залежей, и скудности получаемой информации (ограниченные по количеству скважины) весьма условны, и требуют постоянного уточнения.

Изображение слайда
3

Слайд 3

Мировой опыт нефтедобычи свидетельствует, что наибольшее влияние на эффективность разработки оказывают : Макро- и микронеоднородность пластов ; Нефтеносность коллекторов ; Условия залегания ; PVT (давление-объём-температура)-свойства ; μ (вязкость) углеводородов ; Состав и смачиваемость пористой среды.

Изображение слайда
4

Слайд 4: Типы коллекторов

Коллектор НГ – горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные УВ, а также фильтровать их при наличии ∆ P (разности давлений). Основными свойствами коллекторов являются – Фильтрационно-ёмкостные (ФЕС), определяемые литолого-петрографической характеристикой, пористостью ( m ) и проницаемостью ( k ). Коллектора подразделяются на Терригенные и Карбонатные.

Изображение слайда
5

Слайд 5: Терригенные

Коллектора, породы которых состоят из зёрен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированные различными цементами (песчаники, алевролиты, смеси глин и аргиллитов). Характеризуются широким пределом изменения анизотропии. ФЕС изменяются в пределах : m = 12-14↔26-28 % k = 0, 001 единиц Дарси

Изображение слайда
6

Слайд 6: Карбонатные

Коллектора слагаемые в основном известняками и доломитами. Делятся на : Биоморфные, органогенные и обломочные осадочные породы (отсутствуют отложения солей) : k = 0, 3 – 1 m = 20 – 35 % 5 – 20 % Среднепористые, среднепроницаемые : k = 0, 01 – 0,3 m = 12 – 25 % 25 – 35 % Мелкозернистые, слабопроницаемоые, мелкопористые (матрицы) : k = 0,1 – 1 m = 8 – 1 5 % Разработка подобных коллекторов трудна и малоэффективна

Изображение слайда
7

Слайд 7: Неоднородность порового пространства (микронеоднородность)

Превалирующий фактор, влияющий на полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами. Включает в себя : изменчивость размеров пор и смачиваемость. В породах выделяются капиллярные и субкапиллярные поры. Капиллярные имеют размер > 0, 001 мкм, субкапиллярные < 0,001 мкм. Движение жидкости по СК порам невозможно (действие молекулярных сил в твёрдой и жидкой фазах).

Изображение слайда
8

Слайд 8

Микронеоднородность ТК зависит от фракционного состава частиц, плотности их расположения, и типа цемента. Размеры пор меняются в пределах от 0, 1 мкм (алевролиты) до 500 и более (слабосцементированные песчаники). В КК размер пор может достигать 0,5-1,5 мм. В мелкопористых КК развита трещиноватость. Трещины имеют протяжённость от 0, 01 до 20 м, раскрытость от пары мкм до сантиметра, разной направленности и густоты от 1 до 10 шт / м и более.

Изображение слайда
9

Слайд 9: Удельная поверхность пористой среды

Отношение площади поверхности пор к объёме или массе пористой среды. Высокопроницаемые породы : 500-1000 / Слабопроницаемые породы : 1000-3000 /. Рассчитывается формулой : – эмпирический к-т, (7-10)* зависит от свойств коллектора. Важен при Ф-Х МУН, вследствие взаимодействия хим.раствора и пород коллекторов.

Изображение слайда
10

Слайд 10: Смачиваемость

Одна из важнейших характеристик пористой среды, от неё зависит специфика вытеснения нефти водой, состояния остаточной нефтенасыщенности в пласте, доминирующее воздействие на пласт при снижении остаточных запасов нефти. Все пласты образовались в водной среде = > гидрофильные, но под действием активных компонентов нефти в НГ- носных пластах произошло оттеснение воды с поверхности пор = > пласты частично гидрофобизировались. Большинство ТК гидрофильные (высокое смачиваемость), КК гидрофобизированы в большей степени чем ТК.

Изображение слайда
11

Слайд 11: Неоднородность нефтенасыщенных пластов (макронеоднородность)

Характеризуется как минимум 3 основными видами : Расчленённость коллекторов непроницаемыми пропластками и линзами ; Слоистая неоднородность по размеру монолитных пластов ; Неравномерность свойств пластов по простиранию. Они вызывают неравномерность потоков жидкости, снижают охват пластов рабочим агентом, и как следствие КИН.

Изображение слайда
12

Слайд 12: Расчленённость

Выражается коэффициентами : Песчанисости : где : сумма проницаемых толщин ; – сумма всех толщин во всех скважинах. Расчленённости : где : сумма пропластков ; – сумма скважин. Непрерывности : где : сумма толщин во всех скважинах ; – сумма всех толщин возможных.

Изображение слайда
13

Слайд 13: Извлечение нефти из пластов

Нефтяные залежи в начальном состоянии находятся под действием множества уравновешивающих друг-друга больших и малых, внешних и внутренних сил : нефть подвержена гидростатическому напору контурной воды, пласты горному давлению, внутри залежи действуют силы упругости, и т.д. При нарушении равновесия в результате вскрытия пласта и < давления, начинается преобладание одних сил над другими и, как следствие движение флюида и изменение насыщенности пористой среды.

Изображение слайда
14

Слайд 14: Проявление естественных сил при движении жидкости. Упрогоёмкость пластовых систем

Отбор жидкости из пласта вызывает < (по всему пласту если нет непроницаемых границ), при этом происходит сжатие пористой среды и расширение жидкости. Суммарный отбор жидкости из пласта за счёт этих сил определяется упругостью пласта и жидкости (сжимаемостью), их объёмом и , где - объём в котором снижается давление. Упругость пласта = m +, где m – пористость. В замкнутых ограниченных пластах и запечатанных залежах, снижение на 10 МПа = увеличению извлечения жидкости на 1, 5-2, 5%.

Изображение слайда
15

Слайд 15: Напор контурных вод

Если небольшие залежи имеют активную связь с законтурной водоносной областью, то возможна разработка залежи упруговодонапорным режимом вытеснения нефти подошвенной водой, без существенного <. Степень извлечения от 0, 2-0,3 единиц до 0, 6-0, 7 единиц, в зависимости от μ, размещения скважин и иных факторов.

Изображение слайда
16

Слайд 16: Режим растворённого газа

Если низкопдуктивный пласт, с плохой связью залежей с водоносной областью и больших размерах залежи по площади, то снижается до и ниже => из нефти начинает выделятся газ. Расширяясь который вытесняет дополнительную нефть. КИН может составить от 5-8 до 20-25 %. Зависит от Газового фактора (Г) и μ. При μ > 30 мПа*с, Г <20-20 КИН = 5-6 %. При μ <1-2 мПа*с, Г до 200 КИН = 20-25 %. Отбор газа при данном режиме вначале растёт до максимума (5-6 раз > чем объём газа в нефти), а затем снижается. Низкая эффективность РРГ обусловлена μ газа (10-100 раз < μ нефти), их гравитационном разделением и малым охватом вытеснения в пластах

Изображение слайда
17

Слайд 17: Расширение газовой шапки

В залежах с Газовой шапкой (ГШ), вытеснение нефти при снижении происходит за счёт энергии расширения ГШ. Разработка связана с перемещением ГНК, прорывами газа в скважину и ростом Газового фактора. Эффективность зависит от k и неоднородности пласта, h н, наклона пласта, μ нефти, перепада давления и т.д. В слабопроницаемых пластах, с большим перепадом давления и μ > 2-3 мПа*с, КИН 20-25 %. Тогда как в высокопроницаемых, при большом угле наклона, и малых отборах жидкости до 50-60%.

Изображение слайда
18

Слайд 18: Гравитационные силы

Неизменно действуют при всех процессах фильтрации в пластах. Определяются ∆ ρ * g. Редко бывают основным фактором при разработке. Могут обеспечить приток нефти при большой толщине нефтяного слоя, большом наклоне высокопроницаемого пласта. Могут играть как положительную (препятствие прорыву вытесняющих агентов и улучшают охват пласта), так и отрицательную (при РРГ уменьшать охват вытеснения). Для наиболее эфф.охвата монолитного, малонаклонённого пласта, при непрерывном нагнетании Г или В, необходимо соблюсти соотношение. >25-30 где - гидродин. - грав. по h; V – скорость нагнетания. Если соотношение будет <10, то КИН потеряет 10-25%.

Изображение слайда
19

Слайд 19: Капиллярные силы

При наличие в пористой среде несмешивающихся жидкостей, их движение непрерывно связано с капиллярным давлением (Разность P в несмачивающей – Н, и смачивающей – В фазами, разделенных мениском ), зависящей от межфазного натяжения на границе фаз. P К = 2 σ cos θ /r, где σ – поверхностное натяжение между Н и В ; Θ – контактный угол смачивания поверхности пор водой ; r – средний радиус порового канала

Изображение слайда
20

Слайд 20

Капиллярные силы – основная причина удерживающая нефть в неоднородной пористой среде. Для вытеснения нефти из канала переменного сечения заполненного водой, необходимо преодолеть P к = 2 σ (1/ π 2 - 1 / π 1 ), где π 2 и π 1 – большой и малый радиус порового канала. Отрицательное воздействие КС возрастает с микронеоднордностью. В гидрофильных пластах КС могут удерживать до 20-35% остаточной нефти. В гидрофобных пластах КС – основная причина неэфф-ного вытеснения нефти водой, т.к. оно мешает воде внедрится в прослои и мелкие поры.

Изображение слайда
21

Последний слайд презентации: Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Вместе с тем, в гидрофильных микронеоднородных средах, КС достигающие в мелких порах 0, 03-0,05 Мпа, совпадая с направлением гидродинамического перепада давления, уменьшают неравномерность фронта вхождения воды в крупные и мелкие поры, и могут вызывать противоточную пропитку водой малопроницаемых нефтенасыщенных слоёв. В целом, эффективность извлечения нефти из пластов при использовании естественной энергии определяеся : Ресурсами и видом пластовой энергии ; Неоднородность коллекторов ; нефти ; КС и ГС

Изображение слайда