- •8.7 Методика и принципы детальной корреляции.
- •8.6 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
- •8.4 Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения.
- •8.2 Методы построения карт поверхности коллекторов.
- •8.9 Начальное пластовое давление в залежи.
- •8.25 Классификация запасов месторождений нефти и газа, категории запасов.
- •8.25 Методы подсчета запасов нефти, обоснование параметров.
- •8.25 Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов газа, расворенного в нефти.
- •8.12 Нефтегазоконденсатоотдача пластов.
- •8.10 Природные режимы нефтяных и газовых залежей.
- •8.14 Стадии и этапы проектирования разработки. Документация.
- •8.18 Геологические факторы влияющие на характер размещения скв.
- •8.19 Содержание геологической части документов
- •1) Общая характеристика залежи.
- •2.Технологические показатели
- •8.20. Геолого-промысловые методы контроля за процессом раз-ки н и г залежей.
- •8.21. Понятие об охвате залежи разработкой. Коэффициент охвата вытеснением. Влияние на степень охвата геологических и технологических факторов.
- •8.8 Хар-ка пл флюидов, учет свойств при разработке
- •9.18Обоснование систем разработки
- •2. Без поддержания Рпл
- •9.19 Особенн-ти разр-ки газовых и газоконден-х мест-ий.
- •9.15 Системы разработки при естественных режимах.
- •9.13 Понятие о разработке и о системах разработки.
- •9.20. Методы контроля за разработкой в начальный период разр-ки. Методы контроля за разр-ой после составления пр.
8.10 Природные режимы нефтяных и газовых залежей.
Режимом называют характер проявлений преобладающего вида энергии, продвигающий нефть и газ к забою скважины и зависящий от естественных природных условий пласта и мероприятий по воздействию на пласт.
О характере проявления того или иного режима судят по изменению во времени дебитов нефти и газа. пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению подошвенных краевых вод.
различают следующий виды энергии:
энергия подошвенной краевой воды - упругость жидкости и горных пород
Наличие газовых шапок
энергия расстворенного в нефти газа, расширяющегося газа - гравитационные силы
По преобладанию того или иного фактора для нефтяных залежей различают:
1.водонапорный режим, 2.упруговодонапорный, 3.режим газовой шапки( газонапорный), 4.режим растворенного газа, 5.гравитационный режим
водонапорный – это режим залежи, при котром нефть или газ перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора жидкости или газа природной пластовой водой. Основной источник энергии – напор краевых или подошвенных вод. Рпл зависит от Qтек.
Постоянство пластового давления обеспечивается:
хорошая сообщаемость между областью питания и нефтяной залежью
высокая фильтрационная характеристика пласта-коллектора
отсутствие тектонических нарушений и зон фациальных замещений КИН = 0,7-0,8
упруговодонапорный – это режим залежи при котором углеводы вытесняются в скважины под действием напора краевой воды. Рпл зависит от Qтек и Qсум.
Основной источник энергии – упругость жидкости, а также упругость самой породы
- Расстояние между залежью и областью выхода пласта на поверхность огромно
- наличие фациальных замещений в пласте-коллекторе
- наличие разрывных нарушений в пределах пласта
- низкие фильтрационные характеристики пласта- коллектора
Пластовое давление при таком режиме будет значительно снижаться, газовый фактор остается постоянным, но при снижении давления ниже давления насыщения может резко увеличится,
КИН = 0,4-0,7
газонапорный – режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящемся в свободном состоянии ( в газовой шапке).
Чем больше газовая шапка, тем характерней проявление этого режима. Р пл зависит от суммарного отбора нефти, при значительных отборах Р пл может уменьшаться
отсутствие фациального замещения в пласте
отсутствие разрывных нарушений
высокие ФЭС
большие углы падения
небольшая вязкость нефти
При этом режиме может наблюдаться продвижение нефти в газовую шапку, где она может быть безвозвратно потеряна.применяют барьерное заводнение КИН = 0,5-0,75
4. режим растворенного газа – такой режим при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора и пузырьки газа, расширяясь вытесняют нефть к скважине. Газовый фактор практически равен коэффициенту растворимости газа в нефти.
Пластовое давление будет зависеть от суммарного отбора
5.гравитационный- нефть вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.
Этот режим обычно проявляется на последней стадии разработки, когда действие других источников практически прекращается
2 вида : 1.высоконапорный гравитационный режим. Большие углы падения, пласты высокопроницаемы КИН 0,3-0,4
2. гравитационный режим со свободным зеркалом нефти
Пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, значительной фациальной изменчивостью и небольшими углами падения КИН 0,1-0,2
Режимы газовых залежей:
Газовый режим – это режим когда приток газа осуществляется только засчет упругих сил самого газа. Снижение пластового давления при этом режиме пропорционально отбору газа
V1=(Q1-Q0)/(P0-P1)=V2=V3 – это метод подсчета запасов по падению давлений
Газоводонапорный режим – в комплексе как от расширения газа так и от воздействия подошвенной и краевой воды
Рпл будет зависеть от текущего и от суммарного отбора жидкости. КИГ = 0,85-0,9
газоупруговодонапорный режим - упругие силы пластовой воды, породы и самого расширяющегося газа КИГ=0,7-0,85