Лекция №2. Особенности разработки морских нефтяных и газовых месторождений.

 

Континентальный шельф,или материковая отмель, в геологическом отношениии

топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Это зона вокруг континента от уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется уклон дна. То место, где это происходит называется кромкой континентального шельфа. Обычно кромку условно распологают на глубине 200м, но известны случаи, когда резкое увеличение уклона происходит на глубине более 400м или менее 130м. В тех случаях, когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна и в ней встречаются глубины, намного превыщающие типичные для континентального шельфа, применяют термин «бордерленд».

Как показывает опыт освоения нефтегазовых ресурсов шельфов морей и океанов, несмотря на большие капитальные вложения добыча углеводородного сырья из морских месторождений дает значительную выгоду. Прибыли от продажи нефти и газа, добытых на шельфе, прекрывают расходы в 4 раза. Затраты на поисково-разведочные работы в акваториях составляют от 10до 20 % от общих щатрат на освоение морских месторождений.

Общие капитальные вложения в разработку морских месторождений нефти и газа зависят от климатических условий, глубины и отдаленности месторождение от береговых баз обслуживания, от извлекаемых запасов месторождения, дебитов скважин, и наконец от научно-технического прогресса в области автоматизации всего процесса бурения, обустройства морских промыслов, добычи, промыслового сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа в морских условиях.

К особенностям освоения морских нефтегазовых месторождений можно отнести следующие:

- создание, с учетом суровых морских гидрометереологических условий6 специальных гидротехнических сооружений новых плавучих технических средств (плавувучих крановомонтажных судов, судов обслуживания, трубоукладочных барж и других специальных судов) для геофизических, геологопоисковых работ и строительства нефтепромысловых объектов на море и их обслуживания в процессе обустройства, бурения, эксплуатации и ремонта скважин, а также при сборе и транспорте их продукции;

- бурение наклонного-направленного куста скважин с индивидуальных стационарных платформ, с приэстакадных площадок, на исскуственно создаваемых островках, с самоподьемных и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над водой, так и под водой.

- выбор при проектировании наиболее рациональной для данного месторождения или залежи сетки скважин, которая должна иметь такую плотность, чтобы не требовалосьее уплотнения, так как оно в морских условиях связано с чрезвычайно большгими трудностями из-за уже существующей системы обустройства месторождения и сети подводных коммуникаций, когда размещение новых гидротехнических сооружения для бурения дополнительных скважин может оказаться невозможным.

- выбор рациональных конструкций и числа стационарных платформ, приэстакадных площадок, плавучих эксплуатационных палуб и других сооружений для размещения на них оптимального числа скважин (в зависимости от залегания пластов, сроков проводки скважин, растояние между их устьями, их дебитов, ожидаемых при имеющихся устьевых давлениях, и т.д.).

- соответствие долговечности и надежности гидротехнических и других сооружений срокам разработки нефтяных и газовых месторождений т.е. периоду максимального извлечения нефти из залежи и всего месторождения в целом.

- Форсирование строительства скважин созданием надежной техники и прогрессивной технологии для бурения наклонно-направленных прицельных скважин с необходимым отклонением от вертикали и обеспечением автономности работы буровых бригад (чтобы их работа не зависела от гидрометеорологических условий моря) в стесненных условиях платформ, приэстакадных и других площадок, что позволяет за короткий срок завершить разбуривание всех запроектированных скважин и только после этого приступить к их освоению, исключая необходимость в одновременном бурении и эксплуатации скважин.

 

Факторы, осложняющие разработку морских месторождений

Существует множество различных факторов, так или иначе осложня­ющих разработку залежей природных углеводородов и снижающих ее эффективность. Последнее в гораздо большей степени относится к нефтяным, нежели к газовым и газоконденсатным месторождениям. Наиболее важными из таких факторов являются:

o неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи по простиранию и вкрест простиранию;

o неблагоприятное соотношение подвижностей фильтрующихся в пласте фаз;

o гравитационное разделение фаз, приводящее к преимуществен­ной фильтрации газа по верхней части пласта, и воды по его нижней части;

o образование водяных и газовых конусов.

Все эти факторы, проявляющиеся отдельно или вместе, приводят к низкому макроскопическому (т.е. проявляющемуся в пределах всей залежи) охвату пластов воздействием и, как следствие, к низкой нефтеотдаче. Другим фактором, влияющим на нефтеотдачу, являет­ся эффективность вытеснения нефти водой. Этот фактор часто на­зывают микроскопическим коэффициентом охвата.

Образование целиков нефти (т.е. зон, из которых нефть практи­чески не вытесняется) часто связано с процессом вытеснения не­фти водой или газом из неоднородных по проницаемости пластов. Этот эффект существенно возрастает в случае вытеснения высоко­вязких нефтей, при котором неблагоприятное соотношение под­вижностей вытесняющей (вода, газ) и вытесняемой (нефть) фаз становится более очевидным. Неоднородность пласта по проницае­мости при этом приводит к образованию так называемых языков обводнения, которые, обходя участки пласта с низкой проницае­мостью, оставляют за собой зоны с нефтенасыщенностью, суще­ственно выше остаточной, и потому называемые целиками.

Образование водяных и газовых конусов.

В условиях статического равновесия, т.е. до начала процесса вытес­нения, газ, нефть и вода в пластах распределены в соответствии с их плотностями. В случае наличия свободного газа он располагается в верхней части структуры, образуя так называемую газовую шап­ку, за которой следует нефтенасыщенная часть пласта или нефтя­ная зона, подстилаемая подошвенной водой.

В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания гра­диентов давления, принимающих особенно высокие значения в призабойной зоне добывающих скважин. Наличие высоких гради­ентов давления приводит к изменению формы условных границ разделов фаз (т.е. водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов), заставляя их изгибаться в сторону перфорационных отверстий сква­жины, через которые осуществляется добыча. При превышении градиентами давления (или перепадом давления между скважиной и пластом) определенного уровня может наступить прорыв воды и/или газа в скважину, в результате которого дебит нефти может резко сократиться, а добыча газа и/или воды стать неоправданно большой. Рис. 3 может служить в качестве иллюстрации подоб­ного процесса образования водяного конуса.

Из-за более высокой подвижности газа и воды по сравнению с нефтью конусообразование может привести к дальнейшему сокра­щению охвата пласта процессом вытеснения и ухудшению условий добычи нефти (высокий газовый фактор, высокая обводненность добываемой продукции, низкий дебит по нефти и т.п.).