Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата

ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ

Залежь, месторождение

Под ЗАЛЕЖЬЮ нефти и горючих газов понимается естественное локальное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

Выделяются следующие основные типы залежей по виду ловушек (Рис. 1):

Пластово-сводовая	Массивная
Литологически экранированная	Стратиграфически экранированная
Тектонически экранированная

Рисунок 1. Примеры залежей по видам ловушек

МЕСТОРОЖДЕНИЕМ называется совокупность залежей приуроченных к единому геологическому структурному элементу, связанных общим участком земной поверхности.

Типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состояниюв зависимости от состава основных углеводородных соединений в недрах подразделяются на:

· нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

· газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;

· нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;

· газовые (Г), содержащие только газ;

· газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

· нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.

Условные обозначения:

Залежи: а – нефтяные; б – газонефтяные; в – нефтегазовые; г – газовые; д – газоконденсатнонефтяные; е – нефтегазоконденсатные.

1 – нефть; 2 – газ; 3 – вода; 4 – газоконденсат.

Рисунок 2. Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов

Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата

В газовых залежах по содержанию конденсата (C5 + в) выделяются следующие группы газоконденсатных залежей:

· низкоконденсатные – с содержанием конденсата менее 25 г/ м³;

· среднеконденсатные – с содержанием конденсата от 25 до 100 г/ м³;

· высококонденсатные – с содержанием конденсата от 100 до 500 г/ м³;

· уникальноконденсатные – с содержанием конденсата более 500 г/ м³.

По сложности геологического строения месторождения (залежи) подразделяются на:

· простого строения – однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу;

· сложного строения – одно- и двухфазные, характеризующиеся невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

· очень сложного строения – одно- и двухфазные, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Рисунок 3. Примеры геологического строения месторождений

Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. Степень сложности геологического строения месторождения устанавливается по соответствующим характеристикам основных залежей, заключающих большую часть (более 70%) запасов месторождения.

Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, и дальнейшую разработку.

По величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа месторождения подразделяются на:

· уникальные – более 300 млн т нефти или 300 млрд м³ газа;

· крупные – от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 300 млрд м³ газа;

· средние – от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;

· мелкие – от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;

· очень мелкие – менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа.

Категории скважин

На стадиях поиска, разведки и разработки месторождений скважины бурятся и выделяются в соответствии с их назначением:

Опорныескважины проектируются и бурятся для изучения общего геологического строения и гидрогеологических условий залегания всей толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления.

Параметрические скважины проектируются, бурятся на выявленных структурах с целью регионального изучения недр, увязкой с другими методами региональных исследований; более детального изучения геологического строения разреза с полным отбором керна и максимальными данными по ГИС для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геолого-поисковых работ.

Структурныескважины проектируются, бурятся и служат для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин, и подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры.

Поисково-оценочные скважины проектируются и бурятся на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями перспективных структурах, площадях с целью опоискования и открытия новых месторождений или новых залежей на ранее открытых месторождениях.

Разведочныескважины проектируются и бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью геологического изучения и оконтуривания залежей УВС, получения исходной информации для подсчета запасов УВС и составления технического проекта.

Эксплуатационные скважины предназначены для разработки и эксплуатации месторождений и делятся на следующие группы:

1. Добывающие (нефтяные и газовые) - для организации системы разработки и извлечения из залежи нефти, газа, конденсата и воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

2. Нагнетательные - для проведения воздействия на залежь с целью ППД путем закачки воды, газа (их смеси) или других рабочих агентов вытеснения, для закачки газа или попутных полезных компонентов второй группы, выделяемых из полезных ископаемых, с целью временного хранения, а также для добычи УВС в период отработки. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными.

Специальныескважины проектируются и бурятся для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, добычи технической воды (водозаборные скважины), сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты (поглощающие скважины), разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, экологического мониторинга подземных (питьевых) вод, перекачки рабочего агента в нагнетательные скважины и других целей.

Контрольные(наблюдательные и пьезометрические)скважины предназначаются:

а) наблюдательные – проектируются и бурятся для систематического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрические – проектируются и бурятся для систематического измерения пластового давления и температуры.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Учет фонда скважин

К эксплуатационному фонду относятся добывающие и нагнетательные скважины, находящиеся в отчетный период в действующем, бездействующем фонде или в ожидании освоения.

Действующими считаются скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В действующем фонде находятся дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

Бездействующими считаются скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода.

В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в отчетном году и до начала года.

К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся скважины, законченные бурением, принятые в фонд нефтегазодобывающей организации и не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в отчетном периоде.

Допустимая величина бездействующего фонда скважин в процентах от количества скважин эксплуатационного фонда устанавливаются в следующих величинах:

Для газовых и газоконденсатных месторождений допустимая величина бездействующего фонда в период сокращения добычи газа, связанный с ограничением поставок газа в единую газотранспортную систему, не регламентируется при условии соблюдения допустимых технологических режимов их эксплуатации.

Для месторождений с сезонной эксплуатацией допустимые отклонения по бездействующему фонду скважин не устанавливаются.

Скважины, выбывшие из эксплуатационного фонда, могут переводиться в контрольный фонд для проведения исследовательских работ или в фонд консервации.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

Учет фонда скважин по назначению и состоянию ведется ежемесячно на основе документов первичного учета (в том числе: суточных рапортов о работе и простоев скважин, актов о принятии скважин на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа, и о вводе их в эксплуатацию, документов о консервации и ликвидации скважин). По окончании каждого месяца эти документы обобщаются, и фиксируется состояние всех скважин на конец месяца.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

Условные обозначения скважин на геологических картах:

Изображение	Обозначение
	Эксплуатационные
	Разведочные
	Поисковые
	«На подсчетном плане»: 56 - Номер скважины; 2112 - Абсолютная отметка кровли коллектора; 4,2 - Эффективная толщина коллектора; 1,1 - Эффективная газонасыщенная толщина коллектора; 3,1 - Эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора.
	Добывающая скважина 277 - Номер скважины; 23,5 - Дебит жидкости, т/сут; 22 - Обводненность, %.
	Нагнетательная скважина 104 - Номер скважины; 93,0 - Приемистость воды, м3/сут.

Коэффициент использования фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, и рассчитывается как отношение скважин, составляющих действующий фонд на конец года, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте: К_исп.=N_{действ.}/N_{эксплуат}

K_экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

n – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата. Для добывающих скважин показатель n включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.); для нагнетательных скважин показатель n включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.