ЭКЗАМЕН ГНПГ!!!!!!!. 1. нгпг как наука, предмет ее изучения
 Скачать 3.34 Mb.
|
|
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 давлением. 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 ϥж и приемистости W: ϥж= 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’ = 2πкпрh/μln(Rк/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.)ρж/102 В пьезометрических скважинах- определяют манометром, путем замера уровня воды, а так же: Рплз+(Нзρв/102)+Ру В механизированных нефтяных скважинах -ПД измеряют малогабаритными манометр. В газовых скважинах без конденсата и без воды- Рпл= Ру(1+0,0000361ρгН ) 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-hдин)(ρн/102) ρг В водонагнетательных скважинах. : Рзаб= Рзатр.+ Нρв/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.  |