14.Разработка нефтегазовых месторождений. Предельные дебиты нефти и газа.

Нефтегазовые месторождения – это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находиться над нефть, образуя первичную газовую шапку.

Выделяют 2 типа НГ местор-й:

1. С краевой водой (может быть чисто нефт зона, нефтенасыщ часть занимает большую площадь, платы небольшой толщины) ГНЗ=ВНЗ (прибл)

Принцип рациональной разр-ки:

А) СКВ-ны распол-ся по схеме 2х-стор-го вытеснения (3, 5-рядное)

Б) барьерное заводнение – осн-й вид зав-я, но на заверш-й стадлии оно не эфф-но, возможно законтурное и площадное

В) осущ-ся регулируемый отбор газа из ГШ

2. С подощв водой. (ЧНЗ отсутствует, пласты большой толщины, площади ГНЗ и ВНЗ соизмеримы с площадью местор-я)

Принцип рациональной разр-ки:

А) СКВ-ны распол-ся равномерно по площади плотной сеткой

Б) для ППД применят законт возд-е или закачку воды в ВНК

В) при палении давл-я осуществляют рег-й отбор газа из ГШ

Г) ПЕРЕНОС ИНТЕРВАЛОВ перфорации

Принципы разр-ки НГ местор-й:

1. Разраб-ся как с ППД, так и без

2. Предпочтительным явл-ся вытесн-е нефти водой, а не газом

3. Выраб-ка запасов нефти должна опережать выраб-ку запасов газа

4. Неподвижность ГНК!!!

5. КИН может достигать 40-60%, если повезет, если нет, то 10-20%

6. КИГ – 80-95% по любому

7. Иногда применяют МУН

Осн-й трудностью разр-ки таких местор-й явл-ся наличие сложной гидродин системы, сост-й из газа , нефти и воды, а также обр-я конусов воды и газа. С увеличением анизотропии пласта острота этой проблемы сниж-ся.

Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой. Приток нефти в скважину, вскрывшую нефтяную часть нефтегазового месторождения по высоте , отсчитываемой от подошвы пласта, происходит с образованием газового конуса. Высота столба нефти на некотором расстоянии r от центра скважины равна . На условном контуре питания при r=r_X, h=h_X (c верхней чертой) Приток нефти ∆q проникающий в скважину в радиальном направлении по высоте :

Для давления Р(r,z) в точке А, имеем выражение:

Где Рк- давление в газовой части месторождения вблизи рассматриваемой скважины;

γн и γг – удельные веса нефти и газа (ньютон на кубометр породы)

Это предельный дебит скважины в которую притекает только нефть

15. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений.

Гориз.скв.- это скв. нижняя часть ствола которой буриться непосредственно в продуктивном пласте параллельно его кровле или подошве.

Разработка залежей скважин имеет ряд преимуществ. Разработка сопровождается:

1. Увеличением площади дренирования.

2. Увеличением коэффициента охвата пласта воздействием.

3. Повышением продуктивности скважин.

4. Уменьшением возможностей вязкостного языкообразования и конусообразования для воды и пара.

5. Понижением депрессии на пласт при одних и тех же темпах отбора, что приводит к уменьшению добычи воды и газа.

6. Увеличением нефтеотдачи в 2-3 раза в низкопроницаемых пластах с газовой шапкой.

7. Повышением отбора извлекаемых запасов в высокопроницаемых коллекторах.

Технологическая и экономическая эффективность разработки залежи горизонтальных скважин зависит от:

1. Активности проявления водонапорного и газонапорных режимов.

2. Вязкости нефти.

3. Соотношение подвижностей для нефти и воды.

4. Относительных проницаемостей.

5. Трещинноватости.

6. Реагентности пласта.

7. Абсолютных проницаемостей по вертикали и по простиранию.

Абсолютное достоинство горизонтальных скважин – высокий дебит.

Их недостатки:

1)Высокая стоимость разработки и эксплуатации.

2) Трудо- и наукоемкость бурения и заканчивания скважин.

3) Сложность при проведении ГИС.

4) Снижение α_охв по мощности при высокой расчленности.

5) Трудности восстановления естественной проницаемости ПЗС.