Госы все / 9_12_13
.doc9.12. Нефтегазоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр. Применение новых методов воздействия на пласт.
Коэф. н (г)-отдачи – отнош-е кол-ва отобранной нефти или газа к нач. запасам. Выделяют: проектный к-т н-извлечения – опред-ся статистическими и гидродинамическими методами. На основании этих данных опр. конечный КИН – отношение суммарного проектного отбора к нач. балансовым запасам. Текущий КИН – к-т изв-я н на какую-то определенную дату; фактический КИН отношение фактически добытой нефти к баланс. запасам. КИН определяется: произведение коэф. вытеснения, коэф. заводнения, коэф. охвата. Коэф. вытеснения – отнош-е кол-ва нефти промытой при максимальном кол-ве воды из образца к нач. кол-ву нефти в этом образце. Определяется в лабор-х условиях. Коэф. заводнения – показывает какая часть объема залежи заводнена в настоящее время к общему объему этой залежи, показ. какая часть залежи могла быть промыта при данном виде поддержания пластового давления, зависит от геолог. неоднородности, прерывистости пласта. Коэф. охвата – отнош-е объема залежи, охваченной процессом разработки к общему нефтенасыщ-му объему этой залежи.
КИН зависит от: 1. Природного режима залежи 2. Фильтрационных характеристик пласта (проницаемость, гидропроводность, пьезопр-ть, подвижность) 3. Геолог-ой неоднородности, прерывистости пласта 4. Вязкости нефти, соотношения вязкости нефти к вязкости воды 6. Коэф. нефтенасыщенности, 7. Активности пластовых вод, находящихся за контуром нефтеносности. Эти факторы влияют на величину нач. и ост. нефтенас-ти. Остаточная нефтенас-ть опр-ся в оценочных скважинах путем отбора керна на РНО ( бурится м/у текущ. И нач. положением ВНК). = (н нач. -н ост.)/н нач.; Коэф. газоотдачи при всех расчетах принимается = 1. При газовом режиме 0,93 –0,97. При газо-водо-напорном р. 0,91 – 0,95. При газо-упруго-водонапорном 0,83-0,91(2). Коэф. конденсатоотдачи –максимально достигает 0,8 –это объем извлеченного на поверхность газоконденсата к нач. содержанию содержащегося в залеже газоконденсата. Методы увеличения КИН: - пологие, горизонтальные скважины, ГРП, термокислотные обработки скважин, термообработка, термохимические,термогазохимические и др., м-д повыш-я коэф. конденсатоотдачи – обратная закачка добываемого газа в пласт для поддержания пласт-го давл-я на уровне, обеспечивающем максимальное извлеч-е конденсата.
9.13. Порядок подготовки месторождения к разработке.
Должен быть отчет о проведении поисково-разведочных работ Должен быть проведен подсчет запасов Осуществлен тендер на продажу лицензионного участка Земельный отвод Горный отвод Пробная эксплуатация Опытно-промышленная эксплуатация Техническое задание на проектирование разработки Принципиальная схема разработки Технологическая схема разработки Генеральная схема разработки Генеральная схема обустройства месторождения Техническое задание на составление проекта разработки Проект разработки Проект доразведки Авторский надзор за разработкой – это геолого-промысловый анализ состояния разработки с предложениями по улучшению состояния.
Параметры, учитываемые при проектировании разработки: - те параметры, в зависимости от того, какие гидродинамические расчеты будут проводиться 1. Эффективная толщина, 2. Депрессия , 3. Проницаемость, 4. Системы разработки, коэф. продуктивности (определяют по индикаторным диаграммам), Nо – общее кол-во скв., вводимых в разработку (в соответствии с ТСР), (Рпл нагн – Рпл доб), -коэф. показывает взаиморасположение нагн-х и добыв. скважин по площади залежи, 365 дней, Кэ –коэф. эксплуатации (по анологии, или принимается 0,85 – 0,9)