4. Газонапорным следует называть режим залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии ( в виде газовой шапки) над нефтью. Основным источником, продвигающим нефть к забоям скважины, являются напор газа, содержащегося в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти.

Эффективность проявления газонапорного режима определяют различные факторы: отсутствие фациальных замещений в ПП, отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи, значительная высота газовой шапки, большие углы падения пород, небольшая вязкость нефти.

Отборы нефти при газонапорном режиме на начальном этапе разработки понижаются очень незначительно. Это обусловлено тем, что при небольших отборах нефти пластовое давление в нефтяной части залежи падает постепенно, но в результате расширения газа в газовой шапке создается напор, за счет которого осуществляется поршневое вытеснение нефти газом. Наблюдается постепенное опускание ГНК. Давление в газовой шапке также начинает постепенно понижаться, что приводит к уменьшению дебитов скважины. Таким образом, пластовое давление при газонапорном режиме зависит от суммарного отбора нефти.

Значительное понижение пластового давления в нефтяной части залежи способствует продвижению и внедрению контурных и подошвенных вод, что в свою очередь приводит к перемещению ВНК по направлению к сводовой части залежи. Снижение пластового давления в газовой части может привести к подъему ГНК и внедрению нефти в в сухой газонасыщенный коллектор, откуда ее практически невозможно извлечь.

При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка газа в газовую шапку, что позволяет стабилизировать Рпл и увеличить отборы нефти. Кроме того, планируется создание барьеров, экранов из воды, отсекающих газовую часть залежи от нефти.

5. Режимом растворенного газа в нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям, является упругость растворенного в нефти газа. Этот режим провляется в залежах, которые характеризуются низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамической связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств.

Проявление режима растворенного газа наблюдается при снижении пластового давления ниже давления насыщения. В залежи при этом наблюдается образование пузырьков свободного газа. Пузырьки характеризуются большей относительной проницаемостью по сравнению с нефтью и проталкивают нефть по поровым каналам. Также газ продвигается не только к забоям скважины, но и в повышенные участки структуры, образуя вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти резко уменьшается. В результате этого количество проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ практически не будет проталкивать нефть. Этому периоду разработки свойственны резкое повышение ГФ и значительное снижение дебитов нефти.

Для достижения более высоких коэффициентов нефтеотдачи применяют различные методы поддержания Рпл – закачку воды в приконтурную часть залежи, площадное и внутриконтурное заводнение.

6. Гравитационным режимом называется режим нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Основным источником энергии при этом режиме, продвигающей нефть к забоям, является действие силы тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. Выделяют 2 вида гравитационного режима: - напорно-гравитационный, - гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.

Напорно-гравитационный режим обычно фиксируется в тех залежах, которые приурочены к высокопроницаемым пластам с довольно большими углами падения, что способствует продвижению нефти к их пониженным участкам. Нефть движется к забоям под действием собственного веса.

Режим со свободным зеркалом нефти обычно проявляется в тех залежах, где пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, значительной фациальной изменчивостью и небольшими углами падения. В этом случае уровень нефти находится ниже кровли пласта. Зоной дренажа в этом случае служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение котрой определяется линией естественного «откоса». В связи с этим режим называют гравитационным со свободным зеркалом нефти.

7. Газовый режим – режим, при котором приток газа к забоям добывающих скважин обуславливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ. Основным источником энергии является упругое расширение сжатого в залежи газа. Этот режим провляется в залежах, приуроченных либо к линзам, либо к пластам небольших размеров.

Отличие газового режима от других в том, что снижение Рпл здесь всегда пропорционально отбору газа. Строят графики, где на оси Х откладывают значения Рпл, на У – накопленную добычу газа. Эта зависимость будет прямой линией. Этот способ лежит в основе подсчета запасов газа методом падения давления.

Этот режим устанавливается на первых этапах разработки газовых залежей.

9. Газоводонапорным режим – режим газовой залежи, при котором основным источниками энергии, продвигающим газ к забоям скважин, является активный напор пластовых вод.

Геологические условия для проявления этого режима: высокие проницаемость и фильтрационная хар-ка пласта, высокая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями залежи, небольшой ее размер.

Первыми признаками проявления этого режима будут:

• быстрый подъем ГВК

• замедление темпа снижения Рпл

Продолжительность периода отбора газа из залежи зависит от величины накопленного отбора газа.

10. После подсчетов запасов и с окончанием разведочных работ, все скважины, в которых получены притоки, переводят в пробную эксплуатацию.

В процессе пробной эксплуатации определяют закономерность снижения Рпл в зависимости от добычи нефти. Если Рпл снижается интенсивно, то тогда необходимо составить проект разработки с заводнением для ППД и повышением нефтеотдачи.

Различают 3 вида заводнения: законтурное, внутриконтурное, приконтурное.

11. Внутриконтурное заводнение рекомендуется на залежах, ширина которых либо более 4-5 км, либо менее 4-5 км, но в последнем наблюдается уменьшение фильтрационных характеристик залежи и увеличение вязкости нефти.

Различают следующие виды систем разработки:

• Осевое (продольное) – рекомендуется для залежей шириной более 4-5 км, фильтрационные характеристика пласта обычно гораздо ниже, чем при законтурном заводнении. Нагнетательные скважины располагаются вдоль оси структуры, а добывающие – рядами параллельно нагнетательным скважинам. Расстояния между линией нагнетания и первым рядом добывающих скважин принимаются равными расстоянию между рядами добывающих скважин.

• Центральное – рекомендуется для ЭО, характеризующихся закономерным ухудшением физико-литологических и фильтрационных характеристик от сводовой к периферийным частям залежей. Размеры залежей обычно небольшие (1-3 км), форма их изометричная. В центральной части планируется размещение нагнетательных скважин в количестве от 3 до7 вдоль окружности. Добывающие располагают концентрическими рядами параллельно внешнему контуру нефтеносности в пределах как ЧНЗ, так и ВНЗ.

• Кольцевое – рекомендуется для залежей, которые характериются изменением литолого-физических и фильтрационных св-в в определенном направлении от сводовой к периклинальным частям структуры. Залежи зарактеризуются изометрической, овальной формой. В средней части нагнетательные скважины располагают по кольцу, а в законтурной области – параллельно внешнему котуру нефтеносности.

• СР с разрезанием залежей нагнетательными скважинами на отдельные блоки - применяются в том случае, когда ширина залежей более 4-5 км, в пределах которых могут быть выявлены участки с различной геологической неоднородностью, физико-литологическими и фильтрационными свойствами. Площадь ЭО разрезают рядами нагнетательных скважин на отдельные полосы, блоки шириной не более 4-5 км. Направление линий разрезания выбирают с учетом выявленной общей закономерности литологического и фациального строения ЭО – вкрест преимущественного простирания зон коллекторов с различными проницаемостью и подвижностью или перпендикулярно к зонам регионального замещения коллекторов. В пределах блоков разработки добывающие скважины размещают рядами параллельно нагнетательным скважинам. Количество рядов должно быть нечетным.

12. Системы разработки с площадным заводнением применяются для залежей (ЭО), характеризующихся сравнительно однородным замещением песчаников глинистыми породами и низкими значениями вязкости нефти, проницаемости, гидропроводности и подвижности. Пласт должен характеризоваться значительной толщиной, что способствует лучшей выработке запасов.

При системах с площадным заводнением чередуют нагнетательные и добывающие скважины, между которыми выдерживают определенные расстояния.

Различают:

• линейная система скважин, при которой ряды нагнетательных скважин чередуются с рядами доб.скв. При этой системе обязательным условием является размещение нагнетательных и доб.скв в шахматном порядке.

• четырехточечная система, при которой нагн.скв располагаются в вершинах треугольника, а доб – в его центре.

• пятиточечная система, при которой нагн.скв размещают в вершинах квадрата, а доб – в его центре.

• семиточечная система выбирается в зависимости от подвижности нефти, нагнетательные скважины размещаются в углах правильного шестиугольника, а добывающая – в его центре.

• девятиточечная – нагнетательные СКВ располагаются как в вершинах квадратов, так и в середине его сторон, а добывающая – в центре квадрата.

13. Системы с избирательным заводнением рекомендуются для ЭО, характеризующихся значительной неоднородностью, линзовидным строением, прерывистостью, а также резким изменением коллектроских св-в и толщины пласта.. Этот вид является в целом разновидностью площадного заводнения. ЭО при этой системе разбуривается по равномерной треугольной или квадратной сетке. На основе комплексной обработки всех геолого-промысловых материалов из числа пробуренных скважин выбирают те, в которые лучше всего закачивать воду. Основные требования к нагнетательным скважинам – наибольшая толщина пласта, наилучшая фильтрационная характеристика пласта.

Системы с очаговым заводнением применяются на тех ЭО, где уже была внедрена та или иная система разработки (СР) и где отдельные участки залежей слабо охвачены разработкой. В этом случае очаговое заводнение применятеся как дополнение к основной СР. Очаговые скважины бурятся в том случае, если отмечаются выклинивание коллектора, прерывистость пласта и т.д.

14. СР нефтегазовых залежей с барьерным заводнением рекомендуются в том случае, когда отсутствует трещиноватость пород, проницаемость вкрест напластования гораздо ниже аналогичной величины по напластованию пород. Наибольшая эффективность описываемой системы достигается при наличии плотных непроницаемых пропластков в интервале ГНК, а также при небольших углах падения пород.

Нагнетательные скважины бурятся вдоль внутреннего контура нефтегазоносности или в некотрых случаях в непосредственной близости от него. Закачиваемая вода образует как бы барьер, который изолирует газонасыщенную часть залежи от нефтенасыщенной. Это позволяет одновременно добывать как нефть, так и газ.

15. Методы по повышении. нефтеотдачи необходимы для разработки залежей, на которых заводнение не может быть приведено вообще, и для залежей, по которым обычное заводнение не обеспечивает высоких коэффициентов извлечения нефти. Их можно подразделить на след.группы:

• физико-химические методы – методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие повышение его эффективности путем добавки к воде химических реагентов (полимеров, кислот, щелочей)

• теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара

• термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – «сухого», влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей и др.

16. Система разработки (СР)- определенная схема и принятый план разбуривания залежи нагнетательными и добывающими скважинами с учетом мероприятий по воздействию на пласт, контролю за правильностью эксплуатации пластов и скважин.

Этаж разработки – один или несколько ПП, эксплуатируемых одной серией эксплуатационных скважин. Разработка залежей ПП в пределах этажа осуществляется только по системе снизу вверх.

ЭО – один или группа пластов, предназначенных для одновременной самостоятельной разработки одной серией эксплуатационных скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из них отдельно. ЭО, в который объединяются несколько залежей различных ПП, называют многопластовым ЭО.

17. Под сеткой скважин понимают сеть, по которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на ЭО. Для каждого ЭО должна создаваться своя индивидуальная СС

Принято осуществлять двухэтапное разбуривание ЭО. На 1м этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а плотность – с учетом средних параметров объекта. На 2м этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом в количестве 20-50%, а иногда и более. Резервные скважины размещают на участках объекта, не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку.

По характеру размещения скважин основного фонда различают:

• равномерные – сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей с низкой проницаемостью или высокой неоднородностью пластов. Равномерное размещение сетки скважин производят при площадном и избирательном заводнении.

• Равномерно-переменная – сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин.

При расположении скважин рядами различают ряды замкнутые и незамкнутые. Замкнутые – ряды в виде колец, обычно неправильной формы. Незамкнутые – ряды обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности.

По форме равномерные сетки скважин подразделяются на:

• треугольную – применяют при равномерном размещении скважин рядами, т.е.при разрезании залежей на блоки, а также при 7-точечном заводнении.

• Квадратную – проектируют при 5-точечном, 9-точечном и часто избирательном заводнении.

Плотность сетки скважин – характеризуется расстояниями между скважинами и между рядами. При равномерных сетках расстояния между скважинами одинаковые.