ЭКЗАМЕН ГНПГ!!!!!!!. 1. нгпг как наука, предмет ее изучения
 Скачать 3.34 Mb.
|
|
94. Виды водонапорных систем и пластовое давление в их пределах. Природная водонапорная система – система гидродинамически сообщающихся м\у собой пластов-коллект, кот хар-ся едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движения подземных вод. Инфильтрационная вод сис – область питания и область разгрузки находятся на пов-сти. Нач. Р пластовое=Р гидростатич. И возрастает пропорционально глубине погружения. Grad Р пластового для залежи в пределах инф.водонап.сис. = 0,008-0,013 МПа на 1 м. Элизионная водонап.сис. – закрытая система. Напор возникает вследствие выжимания остаточной воды из порового пространства и уплотнения пород. Давление создает поступающая вода. Р пластовое=Р пластовое гидростатич + Р дополнительное(за счет поступления воды и уплотнения пород)  , где  - разница м\у поступающей и убывающей водой,  - коэф сжимаемости,  - общий объем воды в коллекторе. В элиз.вод.сис. – сверхгидростатическое пластовое давление (СГПД). Grad P=0,017-0,025 МПа на 1 м. 95. Природные источники пластовой энергии залежей УВ. Понятие о природных режимах. Основные источники энергии: напор пластовых контурных вод(масса воды и сила тяжести), напор пластовых контурных вод(в рез-те упр.расширения), давление сжатого газа в газовой шапке, упругость выделяющегося раннее растворенного газа, сила тяжести нефти(газа, газоконденсата). Природ.режим залежи – комплекс всех видов природной энергии, кот могут обеспечивать перемещение нефти или газа в пласте забоя добывающей скв, не зависящий от природных условий, благоприятный для мероприятий по воздействию на пласт при разработке залежи. 96. Основные природные режимы нефтяных залежей. Геологический условия, способствующие их проявлению. По признаку преобладающего источника энергии различают природные режимы: для нефтяных залежей: жесткий водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный(режим газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный. Формирование режима обуславливается геологическими факторами: 1)Хар-ка водонапорного режима, 2)Гидродинамич связь м\у частями залежи и водонапорной системы, 3)Удаленность залежи от водонапорной системы, 4)Структурный фактор – форма и размеры структуры залежи, наличие и хар-ер разрывных нарушений, 5)Площадь залежи, 6)Литолого-коллект св-ва – прониц, выдержанность, макро- и микронеоднородность, 7)Условие залегания флюида – наличие отсутствие водо-нефтяных зон, соотношение Р пластового и Р насыщения, Т-Р обстановка залежи. 97. Эффективность природных режимов залежей УВ и их использование при разработке. Природный режим обуславливает эффективность разработки залежи. знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки – возможно ли применение системы с использованием природной энергии, или необходимо искусственное заводнение пластов. 98. Понятие «коэф нефтеизвлечения» и его значение при природных режимах вытеснения нефти.  =кол-во нач извл запасов/общее кол-во запасов =кол-во нефти за весь процесс разработки/общее кол-во запасов. Значение  в водонап режиме=0,6-0,7 и более; упруго-водонап=0,5-0,55; режим раств газа=0,2-0,3; режим газовой шапки=0,4; гравитац режим до 0,5(высокий за счет длительного режима эксплуатации)99. Конечный коэффициенты газоизвлечения при разных режимах газовых залежей.  ; при газовом режиме=0,90-0,97, при упруговодогазонапорном режиме может быть весьма широким – 0,50-0,95 в завистимости от степени неоднородности продуктивных пластов.100. Природные режимы газовых залежей, основные отличия в рез-тах разработки залежей при разных режимах. Для газовых залежей: газовый(режим расширяющегося сжатого газа), газоводонапорный, упруговодогазнапорный. При газовом режиме Р пластовое непрерывно снижается в процессе разработки. Удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения Р пластового при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. При упруговодогазонапоронм режиме Р пластовое снижается медленнее, чем при газовом. Действие упруговодогазонап режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано(в то время, когда залежь еще имеет высокое Р пластовое) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. 101. Природный водонапорный режим нефтяной залежи. Геологические условия его проявления. Режим при кот нефть или газ перемещается в пласте к забою под действием гидродинамического напора пластовой воды. Перемещение нефти в условиях активного восполнения отбора жидкости, внедряющейся в залежь водой. Полная компенсация отобранной жидкости водой => стабилизация Р пластового(Р пластовое не сжимается). При этом соблюдается соотношение: Р пластовое>>Р насыщения. Р пластовое текущее=const. Геологические факторы, характеризующие режим: 1)Хорошая сообщаемость м\у об-стью питания и залежью, 2)Близкое расположение залежи к об-сти питания(15-25 км), 3)Большая разница в гипсометрических отметках м\у об-стью питания и залежью, 4)Высокая фильтрац хар-ка пласта-коллект, 5)Отсутствие тектонич нарушений и фациальных замещений. Пласт геологически однороден, 6)Относительно однородное строение скелета, 7)Небольшие размеры залежи, 8)Низкая аязкость пластовой нефти 102. Упруговодонапорный режим нефтяной залежи. Геологические условия его проявления. Режим при кот УВ вытесняются из пласта под действием пластовой воды, но основным источником энергии напора воды яв-ся упругость породы-коллект насыщающей водой. Отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся водой=>снижение Р пластового. Слабая активность пластовой воды – отсутствие хорошей связи м\у об-стью питания и залежью, отсутствие связи объясняется: 1)Значит удалением залежи от об-сти питания, 2)Наличием фациальных и теконич нарушений, 3)Пониженная проницаемость=>значит геологическая неоднородность, 4)Повышенная вязкость пластовой нефти, 5)Большие размеры залежи 103. Геологические условия, в которых может действовать газонапорный режим нефтяной залежи. режим нефной части газо-нефтяной залежи, при кот нефть вытесняется из пласта под действием напора газа. Р пластовое в нефтяной части понижается=>расширение газовой шапки=>газо-нефтяной контакт опускается вниз. Факторы, определяющие газонапорный режим: 1)В залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной об-стью, 2)Резкое снижение проницаемости, наличие запечатывающего слоя(это и есть причина из-за кот нет напора вод), 3)наличие большой газовой шапки, обладающей достаточными запасами энергии для вытеснения нефти, 4)значит толщина нефтяной части, 5)Высокая вертикальная проницаемость пласта, 6)Малая вязкость пластовой нефти(2-3 МПа\с). Расширение газовой шапки за счет поступающего газа, выделяющегося из нефти. 104. Геологические условия в которых может действовать природный режим растворенного газа. Режим при кот Р пластовое снижается ниже Р насыщения=>из раствора вытесняется газ и пузырьки расширяясь «увлекают» нефть к забою скважины. Режим проявляется: 1)При отсутствии влияний законтурной об-сти, 2)При близких или равных значениях Р пластового и Р насыщения, 3)При повышенном газосодержании пластовой нефти. 105. Гравитационный режим и геологические условия его проявления- нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяж.нефти. Гравит.силы проявляются, когда другими видами энергии залежь уже не обладает. Нефть из повышенных частей стекает к забою залежи. Этому режиму способствует значительная высота залежи. Залежь обладает низкой неоднородностью, объем залежи при разработки уменьшается. Темп отбора нефти 1-2 % в год. Конечный КИН обычно низкий,но с учетом добычи на предыдущих этапах(режимах) м.б. =0,5 106. Газовый режим при разработке газовых залежей. Закономерность динамики отбора газа и пластового давления. Практическое использование этой закономерности. При газ.режиме(газорасширяющемся)приток газа к забоям осущствл.за счет потенц.энергии давления, под которым находится газ в прод.пласте. Ее запас обычно достаточен для довольно полной выработки залежи. Отсутствует влияние законтурной области. Может быть в инфильтрационной и элизионной водонапорных системах. Объем залежи при разработке практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства коллекторов или выпадение конденсата в пласте в рез-те снижения пластового давления.Пласт.давление непрерывно снижается. Характерен прямолинейный характер зависимости (Р пл./Z) - ∑Q , где Z-коэф.сверхсжимаемости газа, ∑Q-накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Т.образом,удельная добыча газа на 0,1МПа снижения пласт. двления обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа- по крупным залежам в период max добычи 8-10% нач.запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды не происходит. КИН=0,9-0,97. 109. Понятие о рациональных системах разработки залежей УВ Рациональная система разработки- система разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефте(газе) и возможно max извлечение УВ из продуктивных пластов при наименьших капитальных затратах. Рац.система предусматривает соблюдение правил охраны окр.среды и недр, всех природных,экономичкских, производственных особенностей района,экономное использование природной энергии залежи, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт 110. Системы разработки при естественных режимах и геологические условия их применения. Система разработки месторождения – это совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. Среди естественных режимов залежей выделяют залежи с эффективным природным режимом. К их числу относят залежи с водонапорным режимом и активным упруговодонапорным режимами. Последний называют активным в случае, когда ресурсов его энергии хватает для отбора из недр извлекаемых запасов нефти достаточно высокими темпами без снижения пластового давления ниже давления насыщения. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуриванне залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми («кольцевыми») рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. В процессе разработки происходит «стягивание» контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных под. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа, которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, 200-300 м предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины идет снизу вверх. Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной (более густой, чем в рассмотренных выше случаях) сетке с перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовом шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразовании. Систему предпочтительнее примменять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах расположен ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. При выборе интервала перфорации учитывают возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. Применяется на Анасгасиевско-Тронцкого месторождения в Краснодарском крае, бобриконского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области. 111. Системы разработки с применением заводнения нефтяных пластов в разных геологических условиях. Метод традиционного (обычного) заводнения достаточно эффективен и обычно применяется для разработки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30-40мПа*с, при проницаемости пластов более (40-50)10-3мкм2. В последние годы в связи с вводом в разработку многих менее продуктивных залежей заводнение проектируют для залежей с проницаемостью (5-30) 10-3мкм2 и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50-60 мПа*с. При этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия. Применение заводнения для разработки нефтяных и газонефтяных залежей с различными характеристиками привело к необходимости создания разновидностей метода, каждый из которых наиболее целесообразен в определенных геологических условиях. Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины, расположенные в водоносной части пласта, на некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки нефтяных и газовых объектов. Высокоэффективен при небольшой ширине залежи (до 4-5 км), при малой относительной вязкости нефти (до 5), высокой проницаемостью коллектора (0.4-0.5 мкм2), сравнительно однородном строении продуктового пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью. Применяется на залежах пластового и массивного типа, в том числе икарбонатах. Оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строением пластов. Следующим шагом в развитии метода заводнения был переход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения. Применяется на залежах с той же характеристикой, что и для законтурного типа но при плохой гидродинамической связи залежи с контурной зоной, характерной для карбонатных коллекторов. В начале 50-х годов на Ромашкинском месторождении была применена новая система разработки с внутриконтурным заводнением, с разрезанием многопластового объекта (пласты горизонта Д1) рядами нагнетательных скважин на площади. Это положило начало развитию разновидностей внутриконтурного заводнения, при котором вода нагнетается в пласт через скважины, располагаемые непосредственно на площади нефтяной залежи. Был разработан целый арсенал различных видов внутриконтурного заводнения. Применяется в залежах как и для законтурного типа, но с большей площадью нефтеносности, а на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании плата-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.  113. Геологическое обоснование различных выделения эксплуатационных объектов. Экспл. объектом, или объктом разработки, называют 1 или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин. Обоснование выделения экспл. объектов обычно проводят в 2 этапа:
Геологические факторы при выделении многопластовых объектов разработки:
|