K охв.вытеснения – отношение объема залежи участвующего в дренировании под воздействием вытесн.агента к общему эффективному объему залежи.

Дата: 2025-04-30; Просмотры: 7

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

h _к = K _выт * K _{охв.вытесн}

K _выт – отношение объема нефти, вытесняемого после бесконечной промывки агентом к начальному содержанию нефти в образце.

54. Задачи, решаемые при изучении макронеоднородности

· моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;

· выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

· определить целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

· выявлять участки активного или затрудненного подъема ВНК;

· обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

· прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

· подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов;

· обосновывать промыслово-геологические группирования залежей в целях обобщения опыта разработки и использования этого опыта для новых залежей.

55. Корреляция разрезов скважин, ее виды и задачи

Выделение в разрезе и прослеживание по площади одноименных горизонтов, выяснение их залегания степени постоянства их литологического состава и толщины, осущ. с помощью корреляции разреза скв. Корреляция основана на сопоставлении разрезов скв.

В зависимости от решаемых задач различают:

· региональную – проводят в пределах н/г региона или бассейна седиментации. Проводят в целях стратиграфического разделения, выявления несогласий, определение последовательности напластования крупных литолого-стратиграфических комплексов

· общая – на более поздних этапах, в пределах месторождений. Проводят с целью выяснения геологического строения всей вскрытой бурением толщи пород. Выполняется с помощью диаграммы ГИС М1:500

· детальная – выполняется только для продуктивной части разреза и она выполняется на стадии подготовки месторождения к разработке и в период разработки.

Основная задача – обеспечить построение модели продуктивного пласта адекватной реальному продуктивному горизонту.

56.Исходные данные и задачи, решаемые с помощью детальной корреляции разрезов скважин

На разрабатываемых месторождениях при детальной корреляции за основу берутся материалы ГИС, которые комплексируются с данными, получаемыми при исследовании керна, опробовании скважин и др. Чем шире комплекс привлекаемых данных, тем надежнее будет проведена детальная корреляция.

Решаются задачи:

· выделение границ продуктивных горизонтов

· определение расчлененности на прослои

· выявление проницаемых и непроницаемых пород

· выявление характера изменчивости по площади каждого пласта

· положение стратиграфических и др. несогласий

· надежность конечного коэффициента нефтеизвлечения.

57. Основные принципы, учитываемые при детальной корреляции

· выявление и учет последовательности напластования пород. При согласованном залегании пород последовательность напластования не нарушена. При несогласованном залегании последовательность нарушена в результате перерывов в осадконакоплении, выпадении части разреза. При детальной корреляции – коррелируются только интервалы согласного залегания;

· касается расположения границ между одновозрастными прослоями. Внутри интервала согласного залегания границы приблизительно параллельны друг другу;

· учет ритмичности осадкообразования выражается в определенной последовательности смене литологического состава пород. Выделяя трансгрессивный и регрессивный циклы осадконакопления. Трансгрессивный цикл – характеризуется увеличением грубой зернистости пород вверх по разрезу;

· выделение реперов и реперных границ. Репер – достаточно выдержанный по площади и по толщине литологически отличающийся от выше и ниже лежащих пород и четко фиксированный по конфигурации кривых на диаграмме ГИС.

58. Методические приемы детальной корреляции

Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выполняемых операций, заканчивающихся составлением корреляционной схемы. Корреляционной схемой - чертеж предназначенный для отображения стратиграфических подразделений в разрезе скв. и соотношение в пределах продуктивной части разреза, преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними.

При детальной корреляции строят:

· нормальный разрез – показывают средние значения истинной толщины. Составляют для разведочной скв., геофизическая характеристика не используется.

· типовой разрез – обобщенный разрез, для построения берутся видимые толщины пластов. ГИС характеристика наносится. Показывается краткое описание пород, интенсивное н/г проявления;

· сводный геолого-геофизический разрез – учитывают не только среднее значение толщин, но и диапазон изменения этих толщин.

59. Реперы, прослеживаемые при корреляции разрезов скважин.

Репером называется достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Выделение реперов и реперных границ позволяет установить характер на­пластования пород в изучаемом разрезе. Реперы или реперные гра­ницы необходимо выделять в пределах продуктивного горизонта, а также непосредственно выше его кровли и ниже подошвы.

По корреляционной значимости реперные пласты разделяют на категории. К I категории относят реперы, фиксируемые на каро­тажных диаграммах всех пробуренных скважин.

Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и по­всеместно распространены, но из-за литолого-фациальной измен­чивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно.

К III категории относят реперы, которые прослеживаются в части скважин. Обычно это прослои небольшой толщины, фикси­руемые на каротажных диаграммах по характерной конфигурации одной или нескольких кривых ГИС.

60. Построение схемы детальной корреляции и ее назначение.

Детальная корреляция заканчивается построением корреляционной схемы, на которой изображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного горизонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними. Построение: 1. Расчленение разрезов скважин и привязка их к линии сопоставления. В качестве этой линии принимают кровлю или подошву одного из реперов I или II категории. 2. Прослеживание одновозрастных реперных границ. 3. Прослеживание одноименных пластов-коллекторов. Задачи: 1. Определение расчлененности 2. Выявление прониц. и непрониц. пород 3. Выявление характера изменчивости по площади 4. Положение стратиграф. несогласий.

61. Построение детального геологического профиля и его назначение.

Детальный геологический профиль – разрез залежи вертикальной плоскостью, выбранный по определенному направлению.

Он отражает внутреннее строение залежи, т.е. соотношение коллекторов и непроницаемых разделов между ними, гидродинамическую связь коллекторов, следовательно, геологическую неоднородность пласта, насыщение проницаемых прослоев с учетом газожидкостных и жидкостных контактов в целом для залежи.

Детальный геологический профиль строится в крест и вдоль простирания структуры. Линия детального геологического профиля наносится на структурную карту кровли пласта коллектора.

62. Составление нормального, типового и сводного геолого-геофизического разреза месторождения УВ.

1.Нормальный разрез отображает средний разрез, присущий большинству скважин. Среднее значение истинной толщины.

2. Типовой разрез – обобщенный разрез, прсущий большинству разрезов пробуренный скважин. Для его построения берут вертикальные (видимые) толщины пластов, что позволяет наносить диаграммы ГИС. Указываются места интенсивного нефтегазопроявления и места поглощения бурового раствора. Разрез необходим для бурения новых скважин.

3. Сводный разрез – при составлении учитывают не только средние значения толщин, но и диапазон изменения толщин. Показывается ГИС-характеристика.

63. Основные физико-химические свойства пластовых УВ.

Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газооб­разном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давле­ние, а иногда и температура непрерывно меняются, что может со­провождаться изменениями состава газовой и жидкой фаз и пере­ходом УВ из одной фазы в другую.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (С_п Н_2п+2), нафтенового (С Н_2п) и в мень­шем количестве ароматического (С_п Н_2п6) рядов. В поверхностных условиях УВ от СН₄ до С₄Н₁₀ - газы, от С H_J2 до С₁₆Н^₄ - жидкости, от C_]7H_j6 до С_}5 Н_?2 и выше - твердые вещества, называемые парафина­ми и церезинами.

При большом количестве газа в пласте он может располагать­ся в виде газовой шапки над нефтью в повышенной части структу­ры. При этом часть жидких УВ нефти может находиться в виде па­ров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плот­ность газа становится весьма большой. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С₅Н_]2 + С₆Н₁₄). Иногда нефть оказывается полностью растворен­ной в газе. При извлечении такого газа на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенная в нем нефть вы­падает в виде конденсата.

65. Основные физико-химические свойства пластовой нефти.

Состав нефтей. Как уже отмечалось, нефть состоит преиму­щественно из углеводородных соединений парафинового, нафте­нового и ароматического рядов.

В состав нефти входят также высокомолекулярные соедине­ния, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др.

Физические свойства:

Газосодержание для большинства нефтей 30-100 м3/м3, может достигать 300-500 м3/м3. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры. Сжимаемость лежит в диапазоне 0.001-0.005 МПа. По плотности нефти делятся на легкие (менее 0.850 г/см3) и тяжелые (более 0.850 г/см3). По вязкости нефти различают: с незначительной вязкостью (менее 1мПа с), маловязкие (от 1 до 5), с поышенной вязкостью (от 5 до 30) и высоковязкие (более 30). Колориметрические свойства характеризуются коэф. светопоглощения. Они зависят от содержания в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов).

66. Газосодержание пластовой нефти

Газосодержание пластовой нефти - это объем газа V, ра­створенного в 1 м пластовой нефти V :

G = V 1/ V пл.н

Газосодержание пластовой нефти выражают в м³/м³. Макси­мальное количество газа, которое может быть растворено в едини­це объема пластовой нефти при определенных давлении и темпе­ратуре, называется растворимостью газа V. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лабо­ратории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300—500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодер­жанием не выше 8-10 м³/м³.

67. Промысловый газовый фактор

Промысловым газовым фактором Г называется количе­ство газа в 1 м³ (т) добытой дегазированной нефти. Он определяет­ся по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно оп­ределяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточ­ный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Значение промыс­лового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к газосодержа­нию пластовой нефти.

68. Давление насыщения пластовой нефти

Давлением насыщения пластовой нефти называется дав­ление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

Давление насыщения может быть равным природному плас­товому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может колебаться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недонасыщена. Пробы нефти, отобран­ные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться раз­личными значениями давления насыщения.

69. Объемный и пересчетный коэффициенты пластовых УВ.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, ка­кой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной не­фти: b н= V пл.н/ V дег.н

где Vпл.н - объем нефти в пластовых условиях; Vдег.н - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении иt = 20 °С.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2-3. Наиболее характерна величина 1,2- 1,8.

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента θ

Пересчетный коэффициент θ = l / b = V дег.н/ V пл.н

71. Основные свойства пластовых газов, конденсата и газогидратов.

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnH2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород Н2S, гелий Не, аргон Ar. Плотность газа находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3. Природные газы содержа определенное количество паров воды, это связано с тем, что они контактируют с пластовыми водами.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный. Сырой представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших., в которых растворено некоторое кол-во газообразных УВ-бутанов. Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ-пентана и высших. Его получают из сырого конденсата путем дегазации.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при опред. давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа. Плотность воды в гиратном состоянии составляет 1,26-1,32 см3/г, гидратов природных газов от 0,9 до 1,1 г/см3. Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа.

72. Понятие о конденсате, св-ва и их влияние на полноту извлечения из недр.

Конденсатом называют жидкую УВ фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворён в газе. Различают конденсаты сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая вы­падает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стан­дартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С_6+высш.), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, про­пана и этана, а также H₂S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей являет­ся конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сы­рого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированпого газа.

На практике используется также характеристика, которая на­зывается газоконденсатным фактором, - это количество газа (м³), из которого добывается 1 м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25000м³/м³.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (С_б+вьсш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонен­тов конденсата находится в диапазоне 40-200°С

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низ­ким содержанием конденсата (до 150 см³/м³), средним (150-300 см³/ м³), высоким (300-600 см³/м³) и очень высоким (более 6ООсм³/м³).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддержи­вать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к поте­рям ценных УВ в недрах. Исследования га­зоконденсатных залежей нужно вести с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

- состав пластового газа и содержание в нем конденсата;

- давление начала конденсации УВ в пласте и давление макси­мальной конденсации;

- фазовое состояние конденсатной системы в пластовых ус­ловиях;

- количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа при различных давлениях и температуре;

- возможные потери конденсата в недрах при разработке за­лежи без поддержания пластового давления в зависимости от сте­пени падения давления;

- фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

73. Энергетическая характеристика залежей УВ. Понятие о пластовом давлении в залежах УВ.

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом пла­не зависят от разновидностей природных режимов залежей. В про­явлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработ­ки.

Под пластовым пони­мают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном - вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и сни­зить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действи­ем пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Следова­тельно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статическо­го равновесия в системе «пласт - скважина»:P _пл = hpg ,

При практических расчетах давление определяют в МПа и формулу используют в следующем виде:Рпл= h р/102

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответ­ствующий пластовому давлению, называется пьезометрическим уровнем.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называет­ся пьезометрической поверхностью. Высоту столба жидкости h определяют как расстоя­ние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора - такой столб жидкости называют пьезометрической высотой, или как расстояние от пьезометрического уровня до условно при­нятой для всех скважин горизонтальной плоскости — этот столб жидкости h2=h1+z называют пьезометрическим напором

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, назы­вают абсолютным пластовым давлением Рпл.а; давление, соответству­ющее пьезометрическому напору, - приведенным пластовым давлением Рплпр.

74. Начальное пластовое давление и его роль в пределах залежей УВ

Начальное (статическое) пластовое давление – это дав­ление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала ивлечения из него жидкостей или газа. Значение начального плас­тового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которые характеризуются единым генезисом напора.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ.

- залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическом давлению

- залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением.

75. Гидростатическое (нормальное и условное) пластовое давление

Гидростатическое давление – давление в пласте коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения и возрастающие пропорционально глубине.

grad p = P_пл /H.

Если пластовое давление уравновешивается столбом минерализованной пластовой воды, то принято называть это нормальным гидростатическим давлением. (ρводы =1-1.1 гр/см³)

Условное гидростатическое давление – давление столба пресной воды с плотностью 1гр/см³.

Grad p норм.= 0,008-0,013 МПа

В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.

76. Приведённое пластовое давление, причины его определения.

Приведённое пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использова­ны и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи плоскость, делящая объем залежи пополам. Поло­жение поверхности приведения сохраняется постоянным до завер­шения разработки.

Приведенное давление Рплпр. вычисляют по формуле

Рплпр. = Рпл.з±hρ/102

где Рпл.з – замеренное в скважине пластовое давление; h — расстояние между точкой замера и условной плоскостью. Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематическо­го профиля:

Горизонтальная линия 1 соответствует при­веденному начальному пластовому давлению, имеющему одинако­вые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию пер­вой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается фактически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

77. Текущее (динамическое) приведённое пластовое давление в залежи (понятие, способы определения, характер распределения по площади залежи)

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим, или динамическим пластовым давле­ нием. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем - важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Рост давле­ния после некоторого периода его снижения может быть обуслов­лен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15-20%, а иногда и более. Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых еди­ничных скважинах. Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер вы­полнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательнос­ти, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи востановится до значений выше динамического, сформировавшегося, при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.

78. Кривая восстановления пластового давления в нефтяной скважине. Её получение, вид, использование.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых еди­ничных скважинах. Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер вы­полнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин. Для получения данных о забойном и пластовом давлении гпубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем сважину ос­танавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии достаточного опы­та, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для вос­становления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

79. Профиль приведённого текущего пластового давления в нефтяной залежи при её разработке.

Локальные воронки действующих скважин обращены вершинами вверх. Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15-20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует исскуственному контуру питания.

80. Перепады давления в добывающих и нагнетательных скважинах при разработке нефтяной залежи.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины ΔРскв.д, применительно к нагнетательной скважине – регрессией на забое скважины Рскв.н. В качестве обобщающего термина наиболее часто применяют термин перепада давления скважин.

В добывающей скв. Забойное давление Рзаб.д меньше текущего пластового давления Рпл.тек. на величину депрессии, в нагнетательной скв. ΔРзаб.н больше Рпл.тек на величину регрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скв. определяются выражениями:

ΔРскв.д = Рпл.тек – Рзаб.д; Рскв.н= Рзаб.н – Рпл.тек.)

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скв. и регрессия на забое нагнетательной скв. находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости ϥ_ж и приемистости W:

ϥ_ж= К’(Рпл.тек –Рзаб.д); W= К”( Рзаб.н – Рпл.тек.).

82. Избыточная величина пластового давления в различных частях залежей УВ.

Разницу между фактическим пластовым давление и гидростатическим на одной и той же отметки продуктивного пласта принято наз. Избыточным пластовым давлением Ризб.

Уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта.

Особенно большое превышение значений фактических пьезометрических высот h и значений начального пластового давления Рпл.нач. над гидростатическими hг. И Рг. имеется в сводовых частях газовых залежей с большой высотой.

81. Коэффициент продуктивности нефтяной скважины, способы его определения и геологические условия, влияющие на его величину.

Коэффициент продуктивности К’ характеризует изменение дебита скважины на единицу изменения перепада давления в скважине и его выражают в (т/сут). Коэффициент К’ для одной и той же скважины обычно имеет разные значения.

К’ = 2πк_прh/μln(R_к/r)

На практике коэф. продуктивности определяют путём исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражаются в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины. Значение коэф. продуктивности используется для прогноза дебитов скв. При перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях. В промысловой геологической практике часто пользуются удельным коэфф. продуктивности Куд., характеризующим значение коэф. продуктивности на 1м работающей толщины пласта h. Куд.=К/h.

83.Сверхгидростатическое давление механизм формирования и его влияние на разработку залежей УВ

Начальное пластовое Р в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы

значений этого показателя, характерный для ПД, соответствующего гидростатическому, наз. Р отличающимся от гидростат. При grad p> 0,013 ПД считаю сверхгидростатическим (СГПД). СГПД характерно

для элизионных систем. В элизионой системе область питания находится ниже области разгрузки. Вода перемещается снизу вверх к области разгрузки. Вместе с водами выжимаемыми из пород-коллекторов, последним передается часть геостатического Р при этом ПД повышается по сравнению с нормальным гидростатическим на величину Р доп.

Рпл.=Р пл.г + Рдоп.

Образование СГПД связывается с уплотнением пород-коллекторов, с увеличением закрытости водонопорной системы и объемов выжимаемой в неё воды . СГПД является следствием тектонических напряжений. СГПД свидетельствует о замкнутости элизионой водонапорной системы .Снижение ПД в залежах с СГПД происходит быстрее, темпы его падения возрастают с уменьшением размеров водонапорных систем. Таким образом можно

прогнозировать по начальному ПД закономерность падения ПД в залежи при её разработке, что позволяет решать вопросы о применении методов искусственного воздействия на пласты и о времени начала воздействия.

84.Залежы УВ с начальным пластовым давление, соответствующим гидростатическому давлению.

О соответствии или несоответствии ПД гидростатическому следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи, или по значению давления в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметки ВНК или ГВК. Гидростатическое ПД- Р в пласте-коллекторе возникающие под действием гидростатической нагрузки вод, перемещение по пласту в сторону его регионального погружения. В водоносном пласте начальное ПД считают равным гидростатическим ,когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. ПД близкое к гидростатическому. Характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.

Grad Р 0,008-0,013.

85.Залежи с начальным ПД, отличающимся от гидростатического.

Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для ПД(grad Р 0,008-0,013),соответствующего

гидростатическому, наз.давление отличающимся от гидростатического. Характерно для элизионных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.

86.Определение среднего динамического давления по залежи

Средние динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карт изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему

87.Карты изобар ,исходные данные и цели их построения.

Карта изобар называют нанесенную на план расположение забоев скважин систему линий(изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. При построении карты используются данные о приведенном пластовом давлении. При использовании данных о давлении полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения вносить поправки на время. Карта изобар служит основой для определения среднего динамического ПД на определенную дату по залежи. Существуют 2 способа: Средневзвешенного Р по площади. Средневзвешенного Р по объему.

88. Комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов и добывных возможностей скважин

Коэффиценты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

K’-коэффицент продуктивности

К”- коэффицент приемистости скважины

Коэффицент- проницемости, основная фильтрационная характеристика пласта.

89. Получение данных о призабойном и пластовом давлении при разработке залежей УВ

Начальное и текущее ПД определяют в нефтяных, газовых, нагнетательных, пьезометрических скважинах, расположенных в водоносной части пласта. Забойное давление измеряют во всех действующих скважинах добывающих и нагнетательных Способ замера ПД выбирают в зависимости от характера

насыщения пласта-(нефть газ вода) назначений скважин, способа её эксплуатации ,технического состояния. Добывающие нефтяные скважины -замеряют давление прямым способом (манометром) к середине толщины пласта. В скважинах где глубина спуска прибора ограничена по техническим

причинами , замер Рзам выполняют на меньшей глубине. Где плотность нефти по стволу постоянна.

Рпл=Рзам.+(Н-Нзам.) ρ ж/102

В пьезометрических скважинах- определяют манометром, путем замера уровня воды, а так же:

Рплз+(Нз ρ в/102)+Ру

В механизированных нефтяных скважинах -ПД измеряют малогабаритными манометр. В газовых скважинах без конденсата и без воды-

Рпл= Ру(1+0,0000361 ρ гН ) или по барометрической формуле

Забойное давление может быть получено только при установившемся ражими работы скважины. В нагнетательных, фонтанирующих, газолифтных, в механизированных забойное давление замеряют манометрами. В нагнетательных и фонтанирующих скважинах забойное давление определяют расчетным путем по значению устьевого давления. В механизированных не приспособленных для спуска манометров затрубное давление определяют по глубине динамического уровня в межтрубном пространстве.

Рзаб=(Н- h дин)( ρ н/102) ρ г

В водонагнетательных скважинах. :

Рзаб= Рзатр.+ Н ρ в/102

90.Индекаторные диаграммы нефтяных скважин их получение и назначение

Индикаторные диаграммы- зависимость между дебитом и депрессией на забое скважины. Назначение - для определения путем исследования

скважин методом установившегося отбора коэффициента продуктивности. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины .Полученные результаты выражают ввиде зависимости между дебитом и депрессией на забои скважины

Нагнетательные скв. Добывающая скв.

Уравнение индикаторной линии для газа:

А- и В-коэф. фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А). И от конструкции скважины (В)

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей

нефтяной скв.

Рпл-Рзаб=qж/ K ’

Коф. продуктивности на искривленном участке определяется отношением дебита к соответствующему перепаду давления.

91. Температура в недрах месторождений УВ(её изменение по разрезу и площади)

В недрах температура возрастает с глубиной. Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ, вязкость на условие фильтрации. В процессе разработки термические условия залежи меняются. Процесс изучения природного теплового режима месторождений включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температур в кровле пластов ,построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт. Замеры должны производиться до начала разработки залежей. По данным температурных исследований строят термограмму кривая отражающая рост естественной температуры пород с увеличением глубины, такие термограммы наз. геотермами. С помощью геолого-геотермического разреза СКВ. Определяют значения геотермического градиента. Геотермический градиент характеризует изменение темпер. При изменение глубины на 100м. средневзвешенное значение геотермического градиента характеризует начальную температуру геологического разреза в целом. Температура изменения по площади хорошо иллюстрируются геотермической карты. В пределах антиклинальных поднятий темпер. Возрастает от сводовой части к периферии могут наблюдаться аномалии.

92.Графики разработки залежей УВ и их анализ

93.Динамика основных показателей разработки залежи УВ

Водонапорный режим характерен для инфильтрацион. Систем, при хорошой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Близкое расположение между залежами и областью питания (10-25 км), большая разница в гипсометрических отметках между обл.питания и самой залежью, высокая фильтр. хар-ка коллек. (1Д-1,02*10-12 степени м кв.), отсутсвуют тектонические нарушения и зоны фациального замещения, относительно однородное строение пласта, небольшие размеры залежи, низкая вязкость пластовой нефти.

Особенности Рпл.>>Рнас. Рпл.тек.=констан. Промысловый газовый

фактор остается констан. G = const

Динамика темпа отбора годового нефти Тн=(qн/Низвл.)*100%

Тн=80-10% 2-ая стадия за первые 3 стадии около 85-90% извлекаемых

запасов нефти.

Упруговодонапорных режим:

Режим при котором нефть вытесняется из пласта под действием

напора краевой воды, но в отличии от водонапорного режима основ.

источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов

и насыщающей их жидкости. В результате снижение Рпл. происходит

соответствующее расширение породы и пластовой воды.

Факторы: значительное удаление залежи от области питания, наличие

тектоническ. нарушений и фациальн. замещений. Пониженная проницаемость и геолог. неднородность, повышенная вязкость, большие размеры залежи. Динамика разработки: Рпл снижает,но больше Рнас. G=const Темп отбора нефти Тн=5-7% за первые три стадии извлекает. 80% Конечный коэф. извлечения нефти 0,5-0,55

Режим растворенного газа:

Режим нефтяной залежи, при котором Рпл падает в процессе

разработки ниже Рнас., в результате чего газ выделяется из

раствора и вытесняет нефть к скважинам. Рпл падает происходит

расширение газовой шапки.

Факторы- залежи не имеют связи с законтурной областью понижение проницаемости наличие большой газовой шапки. Значител. толщина самой нефтяной части вязкая проницаемость пласта по вертикале малая вязкость нефти Рпл=Рнас. За счет Рпл < Рнас и газовая шапка расширяется

Гравитационный режим :

Нефть перемещается в пласте под действием силы тяжести нефти. Когда уже других источников энергии нет. Ему способствует. Значительная высота залежы.Нефть отбирается медленно. В итоге после длительного воздействия коэф.извлечения нефти до 0,5.

94. Виды водонапорных систем и пластовое давление в их пределах.

Природная водонапорная система – система гидродинамически сообщающихся м\у собой пластов-коллект, кот хар-ся едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движения подземных вод. Инфильтрационная вод сис – область питания и область разгрузки находятся на пов-сти. Нач. Р пластовое=Р гидростатич. И возрастает пропорционально глубине погружения. Grad Р пластового для залежи в пределах инф.водонап.сис. = 0,008-0,013 МПа на 1 м. Элизионная водонап.сис. – закрытая система. Напор возникает вследствие выжимания остаточной воды из порового пространства и уплотнения пород. Давление создает поступающая вода. Р пластовое=Р пластовое гидростатич + Р дополнительное(за счет поступления воды и уплотнения пород) , где - разница м\у поступающей и убывающей водой, - коэф сжимаемости, - общий объем воды в коллекторе. В элиз.вод.сис. – сверхгидростатическое пластовое давление (СГПД). Grad P=0,017-0,025 МПа на 1 м.

95. Природные источники пластовой энергии залежей УВ. Понятие о природных режимах.

Основные источники энергии: напор пластовых контурных вод(масса воды и сила тяжести), напор пластовых контурных вод(в рез-те упр.расширения), давление сжатого газа в газовой шапке, упругость выделяющегося раннее растворенного газа, сила тяжести нефти(газа, газоконденсата). Природ.режим залежи – комплекс всех видов природной энергии, кот могут обеспечивать перемещение нефти или газа в пласте забоя добывающей скв, не зависящий от природных условий, благоприятный для мероприятий по воздействию на пласт при разработке залежи.

96. Основные природные режимы нефтяных залежей. Геологический условия, способствующие их проявлению.

По признаку преобладающего источника энергии различают природные режимы: для нефтяных залежей: жесткий водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный(режим газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный. Формирование режима обуславливается геологическими факторами: 1)Хар-ка водонапорного режима, 2)Гидродинамич связь м\у частями залежи и водонапорной системы, 3)Удаленность залежи от водонапорной системы, 4)Структурный фактор – форма и размеры структуры залежи, наличие и хар-ер разрывных нарушений, 5)Площадь залежи, 6)Литолого-коллект св-ва – прониц, выдержанность, макро- и микронеоднородность, 7)Условие залегания флюида – наличие отсутствие водо-нефтяных зон, соотношение Р пластового и Р насыщения, Т-Р обстановка залежи.

97. Эффективность природных режимов залежей УВ и их использование при разработке.

Природный режим обуславливает эффективность разработки залежи. знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки – возможно ли применение системы с использованием природной энергии, или необходимо искусственное заводнение пластов.

98. Понятие «коэф нефтеизвлечения» и его значение при природных режимах вытеснения нефти.

=кол-во нач извл запасов/общее кол-во запасов

=кол-во нефти за весь процесс разработки/общее кол-во запасов. Значение в водонап режиме=0,6-0,7 и более; упруго-водонап=0,5-0,55; режим раств газа=0,2-0,3; режим газовой шапки=0,4; гравитац режим до 0,5(высокий за счет длительного режима эксплуатации)

99. Конечный коэффициенты газоизвлечения при разных режимах газовых залежей.

;

при газовом режиме=0,90-0,97, при упруговодогазонапорном режиме может быть весьма широким – 0,50-0,95 в завистимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

100. Природные режимы газовых залежей, основные отличия в рез-тах разработки залежей при разных режимах.

Для газовых залежей: газовый(режим расширяющегося сжатого газа), газоводонапорный, упруговодогазнапорный. При газовом режиме Р пластовое непрерывно снижается в процессе разработки. Удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения Р пластового при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. При упруговодогазонапоронм режиме Р пластовое снижается медленнее, чем при газовом. Действие упруговодогазонап режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано(в то время, когда залежь еще имеет высокое Р пластовое) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин.

101. Природный водонапорный режим нефтяной залежи. Геологические условия его проявления.

Режим при кот нефть или газ перемещается в пласте к забою под действием гидродинамического напора пластовой воды. Перемещение нефти в условиях активного восполнения отбора жидкости, внедряющейся в залежь водой. Полная компенсация отобранной жидкости водой => стабилизация Р пластового(Р пластовое не сжимается). При этом соблюдается соотношение: Р пластовое>>Р насыщения. Р пластовое текущее=const. Геологические факторы, характеризующие режим: 1)Хорошая сообщаемость м\у об-стью питания и залежью, 2)Близкое расположение залежи к об-сти питания(15-25 км), 3)Большая разница в гипсометрических отметках м\у об-стью питания и залежью, 4)Высокая фильтрац хар-ка пласта-коллект, 5)Отсутствие тектонич нарушений и фациальных замещений. Пласт геологически однороден, 6)Относительно однородное строение скелета, 7)Небольшие размеры залежи, 8)Низкая аязкость пластовой нефти

102. Упруговодонапорный режим нефтяной залежи. Геологические условия его проявления. Режим при кот УВ вытесняются из пласта под действием пластовой воды, но основным источником энергии напора воды яв-ся упругость породы-коллект насыщающей водой. Отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся водой=>снижение Р пластового. Слабая активность пластовой воды – отсутствие хорошей связи м\у об-стью питания и залежью, отсутствие связи объясняется: 1)Значит удалением залежи от об-сти питания, 2)Наличием фациальных и теконич нарушений, 3)Пониженная проницаемость=>значит геологическая неоднородность, 4)Повышенная вязкость пластовой нефти, 5)Большие размеры залежи

103. Геологические условия, в которых может действовать газонапорный режим нефтяной залежи.

режим нефной части газо-нефтяной залежи, при кот нефть вытесняется из пласта под действием напора газа. Р пластовое в нефтяной части понижается=>расширение газовой шапки=>газо-нефтяной контакт опускается вниз. Факторы, определяющие газонапорный режим: 1)В залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной об-стью, 2)Резкое снижение проницаемости, наличие запечатывающего слоя(это и есть причина из-за кот нет напора вод), 3)наличие большой газовой шапки, обладающей достаточными запасами энергии для вытеснения нефти, 4)значит толщина нефтяной части, 5)Высокая вертикальная проницаемость пласта, 6)Малая вязкость пластовой нефти(2-3 МПа\с). Расширение газовой шапки за счет поступающего газа, выделяющегося из нефти.

104. Геологические условия в которых может действовать природный режим растворенного газа.

Режим при кот Р пластовое снижается ниже Р насыщения=>из раствора вытесняется газ и пузырьки расширяясь «увлекают» нефть к забою скважины. Режим проявляется: 1)При отсутствии влияний законтурной об-сти, 2)При близких или равных значениях Р пластового и Р насыщения, 3)При повышенном газосодержании пластовой нефти.

105. Гравитационный режим и геологические условия его проявления- нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяж.нефти. Гравит.силы проявляются, когда другими видами энергии залежь уже не обладает. Нефть из повышенных частей стекает к забою залежи. Этому режиму способствует значительная высота залежи. Залежь обладает низкой неоднородностью, объем залежи при разработки уменьшается. Темп отбора нефти 1-2 % в год. Конечный КИН обычно низкий,но с учетом добычи на предыдущих этапах(режимах) м.б. =0,5

106. Газовый режим при разработке газовых залежей. Закономерность динамики отбора газа и пластового давления. Практическое использование этой закономерности.

При газ.режиме(газорасширяющемся)приток газа к забоям осущствл.за счет потенц.энергии давления, под которым находится газ в прод.пласте. Ее запас обычно достаточен для довольно полной выработки залежи. Отсутствует влияние законтурной области. Может быть в инфильтрационной и элизионной водонапорных системах. Объем залежи при разработке практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства коллекторов или выпадение конденсата в пласте в рез-те снижения пластового давления.Пласт.давление непрерывно снижается. Характерен прямолинейный характер зависимости (Р _пл./Z) - ∑Q , где Z-коэф.сверхсжимаемости газа, ∑Q-накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Т.образом,удельная добыча газа на 0,1МПа снижения пласт. двления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа- по крупным залежам в период max добычи 8-10% нач.запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды не происходит. КИН=0,9-0,97.

109. Понятие о рациональных системах разработки залежей УВ

Рациональная система разработки- система разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефте(газе) и возможно max извлечение УВ из продуктивных пластов при наименьших капитальных затратах. Рац.система предусматривает соблюдение правил охраны окр.среды и недр, всех природных,экономичкских, производственных особенностей района,экономное использование природной энергии залежи, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт

110. Системы разработки при естественных режимах и геологические условия их применения.

Система разработки месторождения – это совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

Среди естественных режимов залежей выделяют залежи с эффективным природным режимом. К их числу относят залежи с водонапорным режимом и активным упруговодонапорным режимами. Последний называют активным в случае, когда ресурсов его энергии хватает для отбора из недр извлекаемых запасов нефти достаточно высокими темпами без снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуриванне залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми («кольцевыми») рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. В процессе разработки происходит «стягивание» контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных под. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа, которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, 200-300 м предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины идет снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной (более гу­стой, чем в рассмотренных выше случаях) сетке с перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины.

Система разработки газонефтяной залежи с совмест­ным использованием напора пластовых вод и газа газовом шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной зале­жи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразовании. Систему предпочтительнее примменять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками.