
- •1.Наука о разработке н и г месторождений: становление и основные этапы.
- •2.Понятия объект и система разработки.
- •3. Основные параметры, характеризующие системы разработки.
- •4. Факторы влияющие на выделение объектов разработки.
- •5.Основные источники пластовой энергии и их характеристика.
- •6.Упругий режим работы нефтяных залежей и его проявление.
- •7.Характеристика газонапорного режима разработки нефтяных месторождений и режима растворенного газа.
- •8.Разработка нефтяных пластов в условиях водонапорного и гравитационного режимов.
- •9.Режимы работы газовых залежей.
- •10.Технология и основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений.
- •Вопрос11. Стадии разработки нефтяных месторождении.
- •12) Периоды и основные показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •13) Параметры, характеризующие систему разработки.
- •14) Системы разработки нефтяных залежей при отсутствии воздействия на пласты.
- •15) Системы разработки нефтяных месторождении с законтурным воздействием.
- •16) Системы разработки нефтяных месторождений с внутриконтурным воздействием.
- •17) Однорядная система разработки нефтяных залежей и выделение элемента разработки.
- •18) Трех- и пятирядная системы разработки нефтяных залежей.
- •19) Системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин.
- •20) Система избирательного и очагового заводнения.
- •26 Особенности моделирования при разработке газовых месторождений.
- •27 Понятия о нефтеотдаче пластов и способах её повышения.
- •28 Классификация залежей и месторождений нефти и газа.
- •29 Категории запасов и ресурсов нейти и газа
- •36.Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •39.Регулирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •40) Первичная обработка промысловой информации и характеристика основных промысловых параметров для анализа разработки.
26 Особенности моделирования при разработке газовых месторождений.
Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.
Модели извлечения из пластов газа облечены в математическую форму и характеризуются определенными соотношениями. Главной задачей при разработке является создание расчетной модели на базе отдельных представлений полученных в итоге исследования залежей по данным которых можно получить очень контрастную картину месторождения. В расчетную модель следует упорядочить и выделить главные особенности моделирования пластов.
Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие.
1. Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, усредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) от- чается от eгo проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.
2. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.
3. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта.
4. Трещиновато-пористые пласты обычно характеризуются низкой проницаемостью блоков пород и сравнительно высокой проницаемостью системы трещин. В случае активной воды, поступающей в нефтяную залежь из законтурной области пласта, или при разработке месторождений с использованием заводнения вода за счет капиллярной пропитки входит в блоки пород, вытесняя из них нефть в трещины. По трещинам нефть вместе с водой поступает в добывающие скважины.
27 Понятия о нефтеотдаче пластов и способах её повышения.
Нефтеотдача— отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9—75 %).
Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи (b) — отношение добытого количества нефти к начальным запасам (величины приводятся к стандартным или пластовым условиям); выражается в долях единицы или в процентах.
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. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.
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. В результате, нефть "вынуждена" мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст - это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.