- •19 Простейшие фильтрационные потоки. Вывод уравнений Лапласа для простейших фильтрационных потоков.
- •20.Установившаяся прямолинейно-параллельная фильтрация однородной несжимаемой жидкости в однородном пласте по линейному закону Дарси (приток к галерее).
- •22 Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах фильтрации. Индикаторные диаграммы, их интерпритация.
- •23 Виды несовершенства скважин. Методы учета несовершенства скважин при расчете их дебита.
- •24. Установившееся движение однородной сжимаемой (упругой) жидкости и газа в пористой среде по закону Дарси.
- •25. Дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации упругой жидкости.
- •26. Приток упругой жидкости к точечному стоку на плоскости. Основная формула теории упругого режима.
- •27 Гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Кривые восстановления давления, их интерпритация.
- •28. Движение границы раздела двух жидкостей в пористой среде. Поршневое вытеснение водой в залежах полосообразной и круговой форм.
- •29 Движение границы раздела двух жидкостей с учетом неполноты вытеснения. Теория Баклея-Леверетта.
- •30.Установившаяся фильтрация газированной жидкости. Функция
- •31. Понятие о системе рнм. Рацион-я сис-ма разр-ки.
- •32. Стадии рнм.
- •33. Объект раз-ки. Системы раз-ки многопластовых мест-ий.
- •По схеме размещения добывающих скважин
- •2. По схеме разбуривания залежи и ввода скв. В эксплуатацию
- •3. По порядку вскрытия и вводу в разработку объектов разработки
- •4. По виду энергетического воздействия на пласт
- •34. Основные технолог-е показатели раз-ки и их динамика.
- •35. Геолог-е основы рнгм. Исходные данные, использ-е при проектир-и и анализе раз-ки, методы их определения. Основные разделы геолог-й части проекта раз-ки.
32. Стадии рнм.
tб.в.
1 стадия: происходит разбуривание месторождения, кол-ко скв растет с этим и растет годовая добыча нефти. Уже на 1-м этапе может начаться обводнение отдельных скв-н и начнем добывать вместе с нефтью и воду. Qж = Qн + Qв; Qн.год=1-2% Vгеол.зап.; Nскв.макс=(0,7-0,8)Nосн.фонд.; Резкое падение Рпл, обводненность скв nв=3-4% (µн<5 мПа*с); nв=30% (µн>30мПа*с); КНО = 10%; Т=4-5 лет. tб.в. – время безводной работы залежи.
2 стадия: бурение скв продолж-ся, их кол-во растет, но добыча нефти стабилизируется. Добыча нефти выходит на «полку» и удерживается на опред-м уровне в течении опред-го времени. Прирост добычи не соответствует приросту кол-ва скв. На этой стадии обводненность продукции резко растет. Qн.год=макс.; Nскв.макс=1*Nосн.фонд.; Резкое падение Рпл, обводненность скв nв=до 25% (µн<5 мПа*с); nв=до 60% (µн>30мПа*с); КНО = 30-40%; Т=1-10 лет.
3 стадия: добыча нефти снижается при продолжающемся росте обводненности. Наблюдается падение добычи жидкости и воды в силу того, что высокообводненные скважины начинают отключаться, кол-во скв.уменьшается. Переход от фонтанной экспл-ии к механизир-й. Резк. увелич-е бурение нагн. скв. КНО = 50-55%; Т=2-20 лет
4 стадия: добыча нефти относ-но стабилизир-ся, но на минимальном уровне и при практически при максимальной обводнен-ти. Кол-во скв тоже стабилизир-ся но на низком уровне. Добуривание рез-го фонда скв. Отключение части высокообв-ся скв. осн. Рост обводн-сти, но меньше, чем в 3ей стадии. фонда. КНО = 53-58%; Т=40-60 лет
Полностью 4-ая и часть 3-ей стадии назыв-ся поздней стадией раз-ки, обводненность более 80%..
1я ст.- для средних м/р длится 15-20 лет;
2я ст. – м/р с более менее однородными пластами имеют больше стадию tб.в., но обводняются очень интенсивно, а на неоднородных пластах вода появляется быстрее, но растет медленнее;
4я ст. – высокая обводненность, но долгое время стабильна (растет очень медленно).
Обводненность показывает долю воды в добываемой жидкости: nв= Qв/ Qж = Qв/ (Qн + Qв) = 1/(1+ Qн/ Qв).
33. Объект раз-ки. Системы раз-ки многопластовых мест-ий.
Объект разработки - это искусственно выделенное геологическое образование в пределах одного и того же геологического разреза, запасы У.В. которого извлекаются одной и той же группой скважин, или это 1 или несколько продуктивных пластов, запасы УВ которых извлекаются одной и той же группой скв. Объект разработки не создается природой, его выделяет человек.
Выделение объекта разработки должно производится, только после проведения комплексных исследований геологического строения пластов, их коллекторских свойств, ф/х св-в пластовых
флюидов и режима работы пластов. Преимущество объединения нескольких пластов в один объект: 1) сокращается кол-во скв. 2) сокращается протяжённость нефтепромысловой коммуникаций (дороги, ЛЭП, коллекторы, водоводы); 3) сокращается кол-во наземного и подземного скв-го оборудования; 4) сокращается кол-во обслуживающего персонала; 5) сокращается кол-во ремонтов, как оборудования, так и скв. Все это ведет к снижению финансовых затрат.
Недостатки: 1) затрудняется контроль процесса и регулирования процесса раз-ки.
2) Т.к. пласты так или иначе различаются по своим свойствам, то будет наблюдаться неравномерная выработка запасов в пластах – из-за этого затягиваются сроки раз-ки. 3) если приведенное пластовое давление различных пластов сильно отличается, то возможны перетоки жидкости между пластами. 4) Происходит смешение нефтей различных пластов, что в определенных случаях недопустимо. 5) Снижается общая продуктивность объединенных в 1 объект пластов: Q1,Q2,Q3 – дебиты пластов при отдельной работе, Q1!,Q2!,Q!3 – дебиты пластов при совместной работе. Qсум=Q1+Q2+Q3, оказывается гораздо больше, чем Qсовм= Q1! +Q2!+ Q!3: QсовмQсум. Q = K(Рпл-Рс) – уменьшается т.к Рс одинакова для всех пластов, когда какому то пласту надо меньше. Q=Qсум - Qсовм; Q тем больше, чем больше кол-во объединенных пластов. 6) Несмотря на то, что QсовмQсум может случиться так, что пропускная способность скважины и скважинного оборудования будет меньше, чем Qcовм – это приведет к уменьшению отборов и затягиванию сроков раз-ки.
Нужно объединять пласты в 1 объект: 1) Если толщина непрониц-го слоя между пластами меньше 15-20м, т.к. в этом случае нельзя гарантировать изолированность пластов. 2) Если между пластами имеются зоны слияния. Можно объединять пласты в 1 объект: 1) Проницаемости сильно не отличаются (не более чем в 2-3 раза) 2)вязкости нефтей должны быть близки(не более чем в 2-3 раза); 3) составы нефтей должны быть близки; 4) Приведенное пластовое давление должны быть близки; 5) внешние контуры нефтеносности в плане должны совпадать или быть близки.6) Имеют общий водонапорный бассейн. Нельзя объединять пласты в один объект: 1) Если перечисленные условия не выполняются. 2) Если пласты сложены разнотипными породами (нельзя объединять песчяники с карбонатными, пористые с трещиноватыми). 3) Если режимы работы пластов разные.
Это были геологические факторы опред-е возможность или невозможность объединения пластов в 1 объект. Кроме этого существуют гидродинамические, технические, технологические и экономические факторы, которые влияют на выделение объекта раз-ки, а также факторы по охране окружающей среды. Независимо от того, сколько пластов объединяются в 1 объект, в проекте раз-ки должна быть предусмотрена возможность их разукрупнения.
Технологические факторы :1)схема размещения скв.-выбирается с учетом неоднор-ти пласта, коллекторских св-в породы ф/х св-в пластовых флюидов, размеров залежи, режимов работы пласта; 2)от метода энергетического воздействия на пласт(от вида и системы ППД.).
Технические факторы: 1)Способ эксплуатации скв. Пласты эксплуатируемые различными способами объединять не рекомендуется; 2)Диаметр обсадной колонны и колонны Н.К.Т., они должны соответствовать производительности скв. 3)Неравномерное обводнение скв. При неравномерном обводнении приходится применять спец. технику и технологию для проведения изоляционных работ обводнившихся пластов.
Гидродинамические факторы. Объект должен позволять раздельный учет как по пласту так и по объекту.
Экономические факторы: объект должен обеспечить получения наибольшего экономического эффекта от процесса разработки.
Системы разработки многопластовых месторождений.
Классификация систем разработки: