- •9.1 Методика и принципы детальной корреляции.
- •9.3 Построение карт толщин.
- •9.4 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
- •9.5 Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения.
- •9.2 Методы построения карт поверхности коллекторов.
- •9.6 Начальное пластовое давление в залежи.
- •9.8 Классификация запасов месторождений нефти и газа, категории запасов.
- •9.9 Методы подсчета запасов нефти, обоснование параметров.
- •9.10 Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов газа, расворенного в нефти.
- •9.11 Нефтегазоконденсатоотдача пластов.
- •9.7 Природные режимы нефтяных и газовых залежей.
- •9.12 Порядок подготовки месторождения к разработке.
- •9.13 Понятие о разработке и о системах разработки.
- •9.16 Геологические факторы влияющие на характер размещения скв.
- •9.17 Содержание геологической части документов
- •1) Общая характеристика залежи.
- •2. Без поддержания Рпл
- •9.19 Особенн-ти разр-ки газовых и газоконден-х мест-ий.
- •9.14.Понятие и разработка многопластовых месторождений.
- •2.Технологические показатели
- •9.15 Системы разработки при естественных режимах.
- •9.20. Методы контроля за разработкой в начальный период разр-ки. Методы контроля за разр-ой после составления пр.
- •9.22. Понятие о регулировании разработки. Методы регулир-я раз-ки н и г залежей.
- •9.23. Понятие об охвате залежи разработкой. Коэффициент охвата вытеснением. Влияние на степень охвата геологических и технологических факторов.
9.22. Понятие о регулировании разработки. Методы регулир-я раз-ки н и г залежей.
На основе анализа и контроля за разработкой неф-х и газ-х мест-ий выяв-ся расхождения м/у фак-ми и проек-ми показ-ми разр-ки, что служит основой для осущ-я мероприятий по приведению в соответствие фактического хода разраб-ки с проектным. Совок-ть этих мероприятий служит регулир-ем разр-ки эксп-ых объектов нефтяных и газовых месторождений, которое можно проводить чисто технол-ми методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.
Основная задача регулирования заключается в достижении равномерности выработки запасов углеводородов и создании таких режимов разработки, которые замедляют снижение скорости изменения фазовой проницаемости для нефти и газа. Разр-ка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.
К числу технич.м-дов регу-я раз-ки неф-х мест-й от-ся:
1. установка оптимал.режима доб и нагн
2. оптимал.вскрытие прод.пластов перфорацией
3. воздействие на призабойную зону скв.
4. применение оборудования д/одновременно раздельной закачки
5. изоляционные работы с целью изоляции обвод.инт-лов пластов
Методы регулирования связ-е с частичным изменением сис-мы раз-ки мест-й:
1.уплотнение сетки скв на отдел.участках, к-ые слобо охвачены разработкой
2.приближении линии нагнетания к доб.скв
3.Очаговое заводнение
4.изменение напр-я фильтр.потоков и применение циклич.заводнения
9.23. Понятие об охвате залежи разработкой. Коэффициент охвата вытеснением. Влияние на степень охвата геологических и технологических факторов.
При разра-ке газ местор-й, которая осущ-ся на природных режимах в услов-ях непрерыв-го снижения Рпл при большой подвижности газа, обычно весь объем залежи предст-ет собой единую газодин-ю сис-му, все точки кот-ой взаи-ют м/д собой. В этих ус-ях прак-ки весь объем залежи включ-ся в процесс дренирования.
При разр-ке неф-х местор-й с завод-ем осущ-ся напр-ое вытес-е нефти водой путем воздействия на продук-е пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата прод-ых пластов воздей-ем.
Степень вовлече-я объема эксп-го объекта в разр-ку хар-ся Кохвата прод-х пластов воздей-ем.
Под Кохвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, экспл-го объекта), охваченного на опред-ю дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, экспл-го объекта).
В связи со знач-ой геол-ой неод-ю большинства объектов разр-ки, прерывистостью, расчлен-ю, различием в фильтрац-х свойствах слагающих их пластов и прослоев редко удается обеспечить Кохвата , близкий к 1. Чем полнее принятая сис-ма разр-ки учитывает особ-ти геол-го строения прод-х пластов, тем выше Кохв, поэтому достижение возможно большей величины этого коэфф-та играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи.
При изучении степени охвата эксп-го объекта воздействием различают охват по мощности, по площади и по объему.
Кохв по мощности равен отношению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтен-ой мощности объекта.
К охв по площади определяют для каждого объекта разработки в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной возд-ем, к общей площади распространения пласта коллектора в пределах залежи. На практике обычно с опр-ой долей условности отождест-ют Кохв по площади каждого отдельного пласта с Кохв по объему.
Охват пласта заводнением знач-но влияет на нефтеот-чу залежей, а след-но и на Qизв.
Qизв= Qо*Кв*Кохв, где Qизв и Qо запасы изв-е и геолог-е, Кв –средневзвешанный коэф-т вытеснения, Кохв – коэф-т охв-а пласта заводнением.
Практически при разр-ке наиб-е изменен-е величины изв-ых запасов связано с Кохвата пласта вытесняющим агентом, те Кохв в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов как геол-я неод-ть пласта, вязкость нефти, площадь залежи, приходящаяся на скважину, Кохвата уменьшается. Этот параметр в конечном счете опр-ся велич-ой охвач-ой возд-ем нефтен-ой толщины прод-го пласта. Для ее определения использую-ся геол-е профили, профили приемистости и отдачи по доб-щим и нагн-ым скважинам.
При оценке Кохв выд-ся активные, или работающие толщины пласта. Активная толщина пласта выделяется по наивысшей и наинизшей границам профилей отдачи, снятых при различных технологических режимах работы скважины. По данным активных толщин строят карты этих толщин по всем пластам.