- •8.7 Методика и принципы детальной корреляции, учет полученных результатов при разработке.
- •8.2 Методы построения карт поверхности коллекторов, их использование в нефтепромысловой практике.
- •9.4 Построение карт толщин. Методы интерполяции прерывистых пластов. Построение карт толщин неоднородных пластов. Построение карт характеризующих строение продуктивных пластов.
- •8.6 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
- •8.1 Изучение геолого-промысловых особенностей залежей по результатам эксплуатации скважин. Обобщение методов изучения нефтяных и газовых залежей, понятие о геолого-промысловой модели залежи.
- •8.4 Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения.
- •8.10 Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.
- •8.25 Классификация запасов месторождений нефти и газа, категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсовнефти и газа, группы запасов.
- •9.10 Методы подсчета запасов нефти, обоснование параметров.
- •9.11 Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов газа, расворенного в нефти.
- •8.13 Порядок подготовки месторождения к разработке. Основные параметры учитываемые при проектировании разработки.
- •8.14 Понятие о разработке и о системах разработки. Стадии и этапы проектирования разработки. Требования предъявляемые к различным документам при проектировании разработки
- •8.16 Понятие и разработка многопластовых месторождений. Принципы выделения эксплуатационных объектов.
- •1.Геолого-промысловый этап
- •2.Технологические показатели
- •9.16 Системы разработки при естественных режимах.
- •8.18 Геологические факторы влияющие на характер размещения скв.
- •2) Неравномерные системы размещения добывающих скважин.
- •8.19 Содержание геологической части документов
- •1) Общая характеристика залежи.
- •2. Без поддержания Рпл
- •9.20 Особенн-ти разр-ки газовых и газоконден-х мест-ий.
- •8.20. Методы контроля за разработкой в начальный период разр-ки. Методы контроля за разр-ой после составления пр.
- •8.22. Понятие о регулировании разработки. Методы регулир-я раз-ки нефтяных и газовых залежей.
- •8.21. Понятие об охвате залежи разработкой. Коэффициент охвата вытеснением. Влияние на степень охвата геологических и технологических факторов.
- •9.27. Особенности разработки местор-ий Западной Сибири и мероприятия по повышению эффективности.
8.10 Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.
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
Под воздействием этих факторов формируется режим конкретной нефтяной или газовой залежи, также в залежи могут формироваться не один, а 2 и 3 режима, которые проявляются совместно.
По преобладанию того или иного фактора для нефтяных залежей различают:
водонапорный режим
упруговодонапорный
режим газовой шапки( газонапорный)
режим растворенного газа
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
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.
Основной источник энергии – упругость жидкости, а также упругость самой породы
- Расстояние между залежью и областью выхода пласта на поверхность огромно (больше 80-100 км.)
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 ( для изоляции газовой и нефтяной части залежи)
КИН = 0,5-0,75
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. При увеличении пластового давления наблюдается значительное увеличение газового фактора, однако нефтеотдача невысокая ( 0,1-0,3)
Она может быть объяснена низкой вязкостью нефти и ограниченным объемом газа, содержащемся в залеже
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 Динамический уровень ниже кровли пласта.
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