2 .Водонапорный – хар-ен для мест-ий Урало-Поволжья, Предкавказья.

И сточник пласт. энергии-активный напор краевых или подошвенных вод, он прояв-ся, когда пласты имеют высокие коллекторские св-ва, нефтенасыщ-ая залежь гидродинамически связана с законтурной водонасыщенной зоной и большие размеры водонап-ой системы.

В начальный период р-ки площадь мест-ия была ограничена нулевым контуром, если в процессе р-ки соблюдать баланс между отбором нефти и внедрением в залежь воды, то ВНК будет подниматься равномерно,т.е. ВНК0,ВНК1,ВНК2 и т.д.

В последнюю очередь будт обводняться и выводиться из эксплуатации доб.скв. в сводовой части структуры, где макс нефтенасыщенная толщина.

При соблюдении баланса залежь будет уменьшаться равномерно со всех сторон,т.к. в начале будут обводняться скв. первого внешнего ряда, затем 2го,3го и т.д.

После обводнения скв. 3го ряда площадь мест-ия будет ограничена контуром 3. В том случае ГФ будет оставаться низким, а Рпл после начала внедрения законтурных или подошвенных вод начнет возрастать. При соблюдении баланса доб.скв. длит-ое время работают фонтанным способом и КИН~0,8.

Е сли баланс не соблюдается или скв. размещены кустами, в сводах поднятий, то текущие ВНК будут иметь форму перевернутой чаши, и из краевых частей структуры (заштрих.) запасы выраб-ся не будут. В рез-те формируются трудноизвлек-ые запасы. Для их выявления потребуется доп.бурение скв.

Эф-ть этого режима зависит от: 1)прониц.коллектора; 2)гипсометрической разности между обл-тью питания и обл-ью разгрузки; 3)от качества гидродинамич. связи залежи с водонос.зоной; 4)размеров водонапорной системы; 5)соблюдения баланса.

3.Упруговодонапорный-основной режим на мест-ях З.С.

Источник-слабый напор пластовых вод и упругие силы нефти,газа, воды и породы.

Этот режим прояв-ся, когда пласты неоднородны по проницаемости, затруднена гидродинамическая связь залежи с законтурной вод.зоной, или, когда размеры водонапорной системы не значительны.

рис

Поскольку гидродинамич. связь залежи законтурной зоны затруднена, то в начале р-ки происходит резкое снижение….

Когда Рпл<Рнас, то ГФ увеличивается, доб.скв. прекращают работать фонтанным способом и их переводят на глубинно-насосную эксплуатацию.

За счет разности Р в залежи и в законтурной зоне, в залежь начнет внедряться вода и доб.скв. будут интенсивно обводняться.

Исходя из этого длит.период скв. будут работать нефтью с водой.

Для увеличения эф-ти р-ки необ-мо: 1)не допускать резкого снижения Рпл, т.е. обосновывать оптимальные дебиты и депрессии в процессе пробной экспл.скв.;2)не допускать высоких ГФ, а попутный газ не сжигать в факелах; 3) с начала р-ки для поддержания Рпл необходимо бурить нагнет.скв. и закач.воду, если проницапемость >50 мД, если прониц-ть низкая, то в нагнет. скв. закачивают попутный газ и другие газы, которые хорошо раств-ся в нефти(N2,CO2).

4 .Газонапорный. Источник – напор газа, газовой шапки. Он прояв-ся, когда большой V газа в газ.шапке и слабый напор пл. вод.

Если при р-ке м-ия не допускать высокие ГФ, то ГНК будет медленно опускаться: ГНК0,ГНК1, ГНК2 и т.д.

Если не собл-ть это условие, то будет резкое снижение Рпл и когда Рпл<Рнас, то ГФ увеличится а Qн уменьшится.

В рез-те снижения Рпл произойдет активизация пластовой воды и ост.запасы нефти могут быть перемещены пл.водой в газ.шапку, откуда их извлечь будет очень трудно,т.к. нефть будет занимать другой V по сравнению с газом.

Для того, чтобы избежать это, необходимо в начале р-ки применить барьерное заводнение, т.е. производить закачку воды во внутр.контур газон-ти, барьер воды будет отделять газ.часть залежи от нефтяной, это позволяет одновременно добывать газ и нефть.

Эф-ть того режима зависит: 1)не допускать высоких ГФ и резкого уменьшения Рпл; 2)с начала р-ки применять барьерное заводнение; 3)КИН=0,5-0,7.

рис

5. Режим растворенного газа при котором основным источником энергии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа. Характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Режим отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воздействия на залежь (например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время.

6. Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р. Выделяют такие его разновидности: а) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные;б) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности, при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

7. Газовый режим газовых месторождений.При газовом режиме единственной силой, определяющей движение газа в пласте, является энергия давления газа. Этот режим проявляется в том случае, ежели отсутствуют пластовые воды либо ежели они не продвигаются в газовую залежь при понижении давления в процессе р азр аботки вследствие, к примеру , собственной запечатан-ности и, следовательно, малой активности пластовых вод.

8. газоупруговодонапорный режим, при котором в процессе разработки залежи

отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

9. Газоводонапорный режим- основной режим на гигантских газовых мест-ях ЗС-Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное.

Источник Рпл-активный напор пластовых вод сеноманского водного комплекса. Этот режим проявляется, при высоких m0, Kn-3-5Д,а Кпор-30-40%.При хорошей гидродиномической связи залежи с водонапорной системой и…..

10.Искусственное заводнение-применяют для ППД и повышения нефтеотдачи пластов.Оно приносит хорошие рез-ты, когда прод.пл.имеют однородное строение, выс.прониц, а вязкость нефти не превышает 25мПа/с.

З аконтурное. Применяют на мест-ях шириной до 5 км, низкой вязкости нейти (до 3 сПз), механизм вытеснения тот же, что и при природном водонапорном режиме. На одну нагнитательную скв-ну приходится 5-6 добывающих. Нагнетательные скв-ны расположены на расстоянии от 100 до 1000 м за контуром залежи.

Приконтурное-применяют на мест-ях шириной до 4-5км. Применяется при значительной величине ВНЗ, а так же при плохой гидродинамической связи пласта с законтурной зоной, для определения которой необходимо проводить гидропрослушивание.Применяется при тех же хар-ках пластах,что и законтурная.

Приконтурное и законтурное применяют к мест-ям, относящимся к мелким и средним-до 25млн.т.

11.Внутриконтурное. Прим-ют на мелких и крупных мест-ях, когда прод.пл-ты имеют высокую неоднородность по прониц-ти или большую вязкость Н. Виды:

О севое-прим-ют для залежей антиклинальных стр-р, шириной >5км, когда кол-ие св-ва ухудш-ся от свода к крыльям и активная гидродиномическая связь с законтурной зоной.Нагнет.скв-ны расп-ют вдоль длинной оси стр-ры. Для повышения эффективности разработки его применяют в комплексе с законтурным заводнением.

Центральное- его применяют на небольших по размерам мест-ям шириной до 1-3 км, когда коллекторские св-ва ухудшаются от свода к переферии.нагнет.скв-ны бурят в своде радиусом 250-300м,а доб.скв-ны по остальной площади залежи. можно применять в комплексе с законтурным.

К ольцевое.примен-ют на больших мест-ях. Нагнет.скв-ны располагают в пределах ЧНЗ, радиусом ~0,4 от max. Могут примен-ся в комплексе с законтурным заводнением.

Блоковое. Осн-ой вид заводнения ЗС с начала разр-ки мест-я.Мест-е разрезается рядами нагнет скв-н на блоки.Каждый блок рассматривается как отдельная залежь.м/у рядами нагнет скв-н бурят 3-5 рядов доб. скв-н в зависимости от проницаемости пласта.могут применять с законтурным.

12.Площадное. Его применяют на поздних стадиях разработки, когда выявляют уч-ки с невыработанными запасами нефти.

а)линейное.скв-ны расп-ют в шахматном порядке.

По кол-ву скважин в элементе площадные системы могут быть 4х, 5, 7, 9 точечные и линейные

.

1 3.Избирательное заводнение. Мест-е разбуривают по равномерной треугольной или квадратной сетке скв-н, затем по ГИС и керну выбирают скв-ны, где неглинистый и в нее закачивают воду.

Очаговое. Применяют при прерывистости пластов.

14.Барьерное. Применяется при газонапорном режиме.

В ид воздействия на газо-нефтяную залежь. Вода нагнетается в пределах внутреннего контура ГНК. Нагнетание производится с целью разобщения нефтяной и газовой части пласта и их самостоятельной разработке, что повышают эффективность выработки всех компонентов.

15.Методы повышения нефтеотдачи.После того,как использовали пластовую энергию снижается эффективность заводнения,т.е. увеличивают объем закачек,а добыча нефти и расчет,то на этой стадии применяют методы повышения нефтеотдачи:1 гр.Физ-хим методы.Основаны на закачке в пласт водяных растворов,кислот,щелочей,мин.растворов, повехностно-активных веществ.С помощью этих реагентов снижается поверхностные наложения нефти с водой и породой и повышается добыча нефти.2 гр.Тепло-физические методы.Основаны на закачке в пласт горячей воды или пара.При прогреве пласта понижается плотность и вязкость нефти,повышается подвижность и дебит скв. 3 гр.Термохимический метод.а)Сухое горение.В пласт закачивают кислород или воздух,при реакции с нефтью образуется горение и прогрев пласта.б)Влажное горение.В пласт закачивают порциями кислород или воздух и воду.Этот метод дешевле,т.к. меньше работает компрессорное хозяйство.И более эффективен,т.к. плотность воды больше ,чем воздух или кислород.4 гр.Метод смешивающееся замещения.В качестве смесителя в продуктивные пласты закачиваю попутн газы,а так же др. газы,которые хорошо растворяются в нефти (СО2,N2 и даже дымовые газы от ТЭЦ);из попутных газов чаще всего закачивают метан. Вязкость нефти уменьшается в несколько раз,меньше плотность,а подвижность и дебит скв. Повышается в неск.раз. При внедрении методов повышения нефтеотдачи, скв. располагают как при площадном заводнении,только в центр. скв. Закачивают реагенты для повышения нефтеотдвчи.

16.Виды систем разработки и оснавные элементы разработки.При составление проектов разработки выделяют эксплуатационные объекты и этажи.Эксплуатационнй объект-1 или несколько продуктивных пластов,которые вырабатываются одной скв. одновременно.При объединении нескольких пластов в 1 ЭО,они должны обладать близкими коллекторскими свойствами,сходными количеством нефти,должны быть расположены не более,чем на 100 м. друг от друга,разность Рпл. Не должна превышать 0,1 МПа и должны иметь близкие коэффициенты неоднородности.Нельзя объединять в 1 объект пласты с разными по составу газа.Эксплуатационные этажи-1 или несколько ЭО,которые разрабатываются одной серии скв.Системы разработки:1.Сверху-вниз,т.е. вначале обрабатывают вышележащие пласты,затем нижележащие.Эту систему применяют,когда продуктивн.пласты залегают.2.Снизу вверх-основная система,которую применяют на месторождениях З.С.;в начале вырабатываю нижележащие,а после их обводнения изолируют с помощью цемент.мостов.3.Комбинированный-когда экспл.этажи разбуривают одной системой скв.,а внутри этажа выработка ЭО производится снизу вверх.4.Одновременно рездельная эксплуатация(ОРЭ) и одновременно разделенная закачка воды(ОРЗ)в нагне.скв. Применяют, чтобы одновременно вырабатывать различные по литологии и качеству нефти пласта.Для этого на одной подвеске в эксплуатационную колонну спускают 2 или 3 ряда НКТ на различную глубину для выработки разных пластов.Пласты друг от друга изолируют с помощью резиновых пакер.Исходя из этого методы в З.С. чаще всего применяют след.конструкцию. (рис.)

1.плсть-выр-ся по НКТ,2-пласт по кольцевому пространству между колонной и НКТ.

17.Основные элементы системы разработки.1.Сетка доб.скв.(равномерная-когда доб.скв.расположены по равномерной треугольной или квадратной сетке;неравномерная,или кольцевая;паралельными рядами,в свод центральной части структуры)2.Расстояние между доб.скв:при равномерной сетке,расстояние между нефтяными скв.-400-500 м.,при сложном строении(высокая неоднородность,тектоническиенарушения)расстояние между скв.При разработке газовых и газоконденсатных месторождений расстояние между скв.=1000 м.,и предпочтительнее квадратная сетка скв.При таком расположении лучше вырабатываются запасы.При сложном расстояние уменьшается до 600м.3. Температура разработки запасов. Уровни годовых отборов нефти или газа,проектируют в % от балансовых или извлекаемых запасов.4.Порядок разбуривания месторождений доб.скв. Крупные месторождения разбуривают от крыльев к своду структуры,чтобы не допускать опережающую выработку и обводнение высоко проницаемых коллекторов в свободной части стр. и формировании трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах. Мелкие и средние по запасам месторождения разбуривают от свода к крыльям структур.Т.к. коллекторские свойства часто ухудшаются от свода к крыльям структур.А также с понижением нефтенасыщенных толщ в крыльевых частях структур.

18.Классификация запасов.

Запасы углеводородов подразделяются на 2 группы:1.балансовые запасы-это те запасы разработка которых в настоящее время рентабельна;2.заболансовые-разработка которых в наст время не рентабельна,но они могут разрабатываться в будущем когда появится новая техника и технологии.

В группе балансовых запасов выделяют извлекаемые запасы,которые составляют часть балансовых запасов и которые можно извлечь в настоящее время при современном развитии техники,технологии и опыта работников.Коэффициент из влечения или нефтеотдачи(КИН):

η=Q_(н.извл)/Q_(н.баланс.) ≤0,3-0,5.По степени изученности запасы подразделяются на 4 группы:1.)разведанные запасы котегории А,В и С1;2.)предварительно оцененные,категория С2;3.)перспективные ресурсы,к- С3;4.)прагнозные ресурсы,к-D1,D2.Запасами считаются, если на мест-ии получены притоки нефти или газа. К ресурсам относят перспективные территории на нефть и газ на которых еще не получены притоки. Категория А-характеризует запасы месторождений, на которых детально изучено геологическое строение, определен тип, форма и размеры залежи, эффективные нефтегазонасыщенные толщины, коллекторские свойства, неоднородность, физико-химические свойства пластовых флюидов, режим залежи, продуктивность скважин,пластовок давление, давление насыщение и др параметры необходимые для составления проекта разработки. Категория В-характеризует запасы залежи по которым н г носность установлена на основании получения промышленных притоков на различных гипсометрических отметкам и определены все параметры необходимые для составления проекта разработки Категория С1-это запасы залежей н г носность в которых установлена получением промышленных притоков н или г и положительных заключений по крену и ГИС о нефтегазоносности пластов в СКВ в которых еще не проводили опробование и испытание.Категория С2 -это запасы наличие которых обоснованно на основание анализа крена и данных ГИС. Категория С3 -характеризует перспективне ресурсы подготовленных к глубокому бурению площадей.Наличие продуктивных пластов на которых предполагается по аналогии с соседними мет-ми.Категория D1-это прогнозам ресурсы крупных литолого стартиграфических комплексов(например Юры и Мела)нефтегазоностность которых доказана в данном регионе.

Категория D2-характеризует прагнозные ресурсы крупных литолого стратиграфических комплексов н г носность которых предполагается по аналогии с соседними регионами имеющих одинаковое геологическое строение.Например З-С и Якутия,Краснодарский край,Азербайджан и Туркмения. Прикаспийская низменность.

19. Подсчет запасов нефти объемным методом по формуле: Q_(н.изв.)=F*H*K_п*К_н*ρ_н*θ*η_m; Где F-нефтяные залежи в пределах внешнего контура,h-средневзвешанная нефтенасыщенная толщина пласта ,определяется по карте нефтенас.толщин.Для построение по крену кис и результатом ытают...

Затем методом треугольников строят карту изопахит и определяют средне взвешенное значение по формуле:h_н=(ΣS_i h_i)/S_i .Кп-коэффициент открытой пористости.Его обоснование производится сопоставлением пористости опеределенной по крену и гис.Это необходимо т к в процессе бурения высоко пористый коллектор разрушается и не отбирается.После уточнения данных строят карту пористости и определяют средневзешенное значение.Кн-коэффициент нефтенасыщенности пород.Его определяют 2 методами:1.Кн=Vн/Vпор;2.по Ков.Н+В=100%=1,Кн=1-Ков.ρ_н-плостность пластовой нефти.Ее определяют по глубинным побам,которые отбирают по глубинным пробам.В процессе исследования глубинных проб определяют ГФ,давление,насыщение и плотность нефти в поверхностных условиях,т.е. после дегозации.θ-пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностый в связи с выделением газа и усадкой нефти.θ=1/В где В=V_(пл.н)/V_(н.на поверхности).η_н-коэффициент нефтеотдачи,определяют по формуле.

η_н=К_охв*К_выт.Вначеле керн насыщают керасином,затем вытесняют водой.При обосновании конце коэффициенты нефтеотдачи могут быть использованы 3 группами методов:1.)метод материального баланса-когда производится экстрополяция до конечного давления,т.е.на единицу снижения постоянного давленияприходится одна и та же величина годовой добычи во все периоды разработки.2.)методы основаны на аналогии с выработанным и истощенным месторождениям основанных на использовании статистической зависимости.3.)основана на изучении различных геологических параметров.

20.подсчет запасов растворенного в нефти газа где Vo-извлекаемые запасы растворимого в нефти газа,

Q_извл-извлекаемые запасы нефти при стандартных условиях(20℃);Q_(ост )–остаточные запасы при стандарт.условиях, в_о-объемный коэффициент нефти при начальном пласт. давлении;в_к-объемный коэффициент нефти при конечной дате разработки;r_o-первоначальный газовый фактор замеренный на трапе промыслового сепоратора при атмосферном давлении;r_k-остаточное количество газа растворенного в нефти при давлении Рк;Рк-остаточное давление в пласте;α_к-поправка на коэффициент сжимаемости;f-поправка не температуру.

21.Подсчет запасов газа объемным методом

К газоконд мест-ям относятся залежи, в которых сод-е конденсата больше 150см³ в м³ газа. Если содержание меньше 75см3, то такие мест-я относятся к газовым.

Подсчет конденсата произв. По формуле:

Qконд=Vг·q

Q –потенциальное сод-е в г в м3

-содержание

Определяют экспер путем при снижении Рпл до атмосферного в установке высокого давления

Конденсат составляет УВ:

С5Н12 – пентан

С6Н14-гексан

С7Н16 – гептан

Стабильний конденсат получают из сырого конденсата на газоперерабатывающих заводах при температуре выкипания этих фракций от 200 до 400 ˚С

Сырой конденсат получают на промыслах. Он содержит кроме этих УВ этан, пропан, сероводород, азот и углекислый газ

25. Нефт. м-ия независимо от запасов хар-ся 4 стадиями р-ки: I – м-ие разбуривают доб. скв. согласно проекту р-ки, скв работают фонтанным способом, в это время обустр. промысел, стадия заверш-ся, когда достигает max уровень год.добычи. За 1 стад. изв. 20-25% запасов (от 2 до 10 лет). II – стабилизация или пост. добычи. М-ие добуривают последним по проекту доб.скв. В случае необ-ти формируют систему ППД. Сопр-ся резким снижением Рпл. Скв. быстро обводняются. ЗА 2ую стадию отбирают 40-45 % от изв. запасов. 1+2 стад сос-т осн. период р-ки – 65-70% от изв. запасов. III – Падающей добычи. Ежегодно добычи нефти уменьш на 10-15%. На этой стадии проводят изоляцию в высокообводненных скв. На низкопрониц. участках бурят доб.скв. Зав-ся, когда в год отбирают до 2% от Qизв, а обводненость сос-ет около 90%. IV – завершающая. В 2 р больше, чем 3 стадии вместе взятые, поскольку выраб-ет низко прониц. коллекторы на изолиров. участках, после обводнения высокопрониц. коллекторов. Меняют систему заводнения, проводят ГРП, бурят гориз.скв. и боковые стволы. Зав-ся, когда обводненность сост-ет 98-99;, а дебит нефти становится не рентабельным.

26.На круп.газ.м-иях выд-ют 4 стадии р-ки: 1)нарастающей добыи: зав-ся, когда достигается max год.добыча. В год отбирают от 20-25% от запасов. В процессе разбуривания м-ий строят дожимные компрессорные станции (ДКС); 2)постоянной добычи. Самый эффект.период р-ки с конца 1-ой и до середины 2ой стадии. Отбирают 30-35%от изв.запасов. 1+2-65-70% от изв. запасов; 3) Падающей добычи. Скв. обводняются и выводятся из экспл., ежегодная добыча газа сниж-ся. Р-ка прод-ся до тех пор, пока добыча газа рентабельна; 4) – нет или она не продолжительна, т.к. после выработки и обводнения высокопрониц. коллекторов, р-ка остаточных запасов не рентабельна.

На мелких и сред. выд. 1 или 2 стадии р-ки: 1)зав-ть показывает, что ввод всех развед. скв. в экспл.охватывает всю залежь в-кой и сопр-ся уменьшением год.добычи. 2) в длоп. к развед.скв. достигается стабилизация добычи, а затем пдающ. доб; 3) бурением экспл. скв в наиб. прод.участках способствует росту добычи, а после max-падающ. доб. Газ. мест-ия от 30 до 50, нефт.-50-70 лет.

27.Все мест-ия по запасам делятся на: 1) очень мелкие (н<1 млн.т, г<1 млрд.м3); 2) мелкие (1-5); 3) средние (5-25); 4) крупные (25-100); 5) очень крупные (100-500); 6) гиганты или уникальные (>500).

28.Геологическая часть при проектировании включает след: 1) комплекс графических карт и схем; структ. карты по кровле, подошве пласта; карты пористости, прониц, hэф, hоб,hэф.н.; схемы корреляции; карты неоднородности; геолог.профили. 2) цифровые данные по скв., хар-ие пористость, прониц., нефтегазонасыщ., hэф.н., физ-хим св-ва флюидов, термобарические условия, размеры залежей, балансовые и извл. запасы. 3) Кривые, хар-ие зав-ти м/у геолого-промысловыми параметрами, в том числе зависимость физ.св-в от Р и Т, хар-ку фазовых проницаемостей, соотношение пористости и прониц. и др. 4) Текстовая часть (физ-географ. очерк района работ, историю геолого-геофиз. изуч.работ по наст вр, стратиграфию, тектонику, нефтегазоносность, кот.кратко описывает все прод.пласты, коллект. св-ва, Рпл, дебиты, гидрогеология и геокриология).

29. Геолого-промысловое обеспечение при составлении проектов р-ки:

Исходные геологические данные для проектировки р-ки. Для каждого м-ия в рез-те поисково-развед. работ и пробной экспл. скв. должны быть получены: размеры и формы залежей; границы выклинивания и замещения прод.пластов; закономерности изменения литологии, коллект.св-в, hэф, нефтегазонасыщенных толщин; критерии оценки прод.пластов и кондиционое значение коллект.св-в; дебиты нефти, газа, воды, Рпл, давление насыщения, коэф.прод-ти и их изменение во времени; физ-хим. св-ва нефти, газа, конденсата, воды, их состав и сод-ие сопутств. компонентов; гипсометрическое положение контактов (ВНК, ГВК), их изменение во времени в процессе пробной экспл.; запасы(баланс.,извлек.) нефти, свобод. растворенного газа; условия для эффективной р-ки м-ия, т.е. обоснования режима залежей.

30.Геологические предпосылки использования прир режимов при разработке мест-ий.

После определения закономерности снижения Рпл в зависимости от добычи нефти рассматривают 3 варианта разработки, которые отличаются годовыми отборами нефти. Для мелких и средних мест-их по запасам мест-ий (до 25 млн тонн) рассматривают периоды разработки на 7,15, 25

10,20, 30 лет для крупных

Уровень годовой доб.определяется делением извлекаемых запасов на периоды разработки.

Рассчиты могут быть получены 3 вар-ми:

1.Рпл к концу самого короткого периода разработки, т.е.при самых больших годовых отборов не снижается ниже Рнасыщения, тогда мест-е можно разрабатывать на прир.режимае,т.е.с использованием только Рпл.

2.При рассмотрении периода разработки на самый длинный период,т.е. при минимальной годовой добычи Рпл снижается ниже давления насыщения, тогда неоходимо проектировать систему ППД с начала разработки мест-я.

3.Снижение Рпл равно давлению насыщения. В этом случае рассматривают 2 вар-та (сППД, Без ППД)

На основе технико экон рассчетов, определяют какой вариант эффективней, т.е. когда выше коэф.нефтеотдачи.

При выборе того или иного варианта рассматривают 4-5 систем разработки, которые могут отличаться кол-вом добывающих и нагнет скв-н, уровнями годовой добычи и дебетами скв-н, системами расположения скв-н и расстояния м/у ними, объемами закачиваемой воды и ростом обводненности. На основе ТЭ рассчетов выбирают наиболее эффективный вариант, который на технических советах нефтяных компаний утверждают как основной вар-т разр-ки.

Некоторые мест-я разраб-ют на смешенных режимах, когда исп-ся эн-я газобой шапки и напор пласт вод. Поскольку добыча вначале будет произв за счет напора газа газовой шапки, то в начале опред извлек запасы

Qн изв газ шапки =Vг(∆Р/Р)

Vг –объем газа

∆Р Первонач давл

Р Текущее давл

После этого опред остаточные извлек запасы, которые будут вырабатываться за счет напора вод. 3 варианта измен-я Рпл на разные периоды разработки, как было описано выше. Для того чтобы использовать прир.эн-ю или проектировать заводнения. Вместо заводнения могут применять газ углекислый газ и др. Если проницаемость больше 50 мД, то предпочтительней использовать забоднение, т.к. плотность воды больше газа. Если проницаемость меньше 50 мД, тогда для ППД исп-ют газы

31. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой.