39. Коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) b:

. (3.40)

Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора. Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа^-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа^-1). Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности:

, (3.41)

где V_пл – объём нефти в пластовых условиях;

V_дег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.

Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

40. Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Voизменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

aн = (1/Vo) (DV/Dt).

Размерность a — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

41. Пластовое давление — давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи.  Текущие пластовые давления формируются в газонасыщенном объеме в процессе извлечения из него газа системой эксплуатационных скважин. Его распределение в газонасыщенном объеме характеризуется картами изобар и депрессионными воронками.

42. Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связанностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.

По фазовому соотношению нефти и газа:

• нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

• газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

• нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

• газовые, содержащие только газ;

• газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

• нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

43. Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9—75 %).

Методы повышения нефтеотдачи.

Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами.

Гидравлический разрыв пласта - процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ - микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор.

Водонагнетание - процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины "выталкивается" за пределы окрестности скважины

Реагентно-активационное воздействие(РАВ) - технология, позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую) скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей скважины. Динамическое воздействие осуществляется при помощи специального устройства, способного инициировать в пласте низкочастотные продольные и поперечные волны, с одновременной вынужденной фильтрацией флюида через перфорационные отверстия под действием ударной волны, распространяющейся в насосно-компрессорной трубе (НКТ).

45. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать такие значения:

водонапорный режим... ... ... ... . .0,5-0,8

газонапорный режим... ... ... ... ...0,1-0,4

режим растворенного газа... ... .0,05-0,3

гравитационный режим ……. .0,1-0.2

Так как напорные режимы характеризуются высокими конечными коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими темпами отбора нефти, то часто с самого начала разработки целесообразно изменить, естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо-напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается неподвижным газом.

46. Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

47. Пластовое давление - давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяной залежи. Определяет объем природной пластовой энергии, которой можно располагать в процессе эксплуатации нефтяного месторождения. Начальное пластовое давление находится в прямой зависимости от глубины залегания залежи нефти и обычно близко к гидростатическому давлению. Пластовое давление, значительно отличающееся от гидростатического, называется аномальным пластовым давлением. Пластовое давление изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефтяных и газовых залежей и по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием ее пропорционально плотности подземного флюида.

47) Что такое пластовое давление?

Пластовое давление – это давление, под которым находится в пласте жидкости и газы.

48) Что такое плотность пластовой нефти?

Плотность пластовой нефти – масса единицы объема пластовой нефти, извлеченного на поверхность из недр с сохранением пластовых условий. Обычно она равна 600-850 кг/м³ и с увеличением содержания газа в нефти и температуры уменьшается против плотности сепарированной нефти на 20 – 40 % и более.

По плотности пластовые нефти делятся на легкие (менее 0,850 г/см³) и тяжелые (более 0,850 г/см³).

49) Что такое показатели разработки?

Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.

Добыча нефти q_ж

Добыча жидкости q_ж

Добыча газа q_г

Темп разработки z

Обводненность продукции В

Темп отбора жидкости

Водонефтяной фактор

Расход нагнетаемых в пласт веществ.

Пластовое давление.

Пластовая температура.

50) Что такое проницаемость горных пород?

Проницаемость пород — способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления.

51) Что такое система разработки нефтяных месторождений?

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.