9.Режимы работы газовых залежей.

Под режимом работы газовой залежи понимают проявление доминирующей формы пластовой энергии вызывающей движение газа в пласте и обуславливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи.На газовых месторождениях проявляются в основном:газовый водонапорный режим.Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации.Режим работы газовой залежи зависит от:

1.геологического строения скважины

2.гидрогеологических условий ее размеров и протяженностью водонапорной системы.

3.физических свойств и неоднородности газовых коллекторов.

4.темпа отбора газа из залежи.

Газовый режим,режим расширяющегося газа.При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется,а основным источником энергии способствующим движению газа в системе пласт-газопровод является давление создаваемое расширяющимся газом. На глубоко залегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газового коллектора.Этот режим может проявляться,если отсутвуют пластовые воды при снижении давления в процессе разработки.

Водонапорный режим-основной источник пластовой энергии-напор вод.подразделяется на упругий и жесткий. Упругий режим связан с упругими силами воды и породы.Жесткий режим связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем,что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные и краевые воды.В результате чего не только уменьшается скорость пласта занятого газом и полностью восстанавливается пластовое Р. На практике месторождения газовые как правило разрабатываются при газо-водонапорном режиме.В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды,причем количество воды внедряющихся в пласт за счет расширения газа,значительно меньше того количества,которое необходимо для полного восстановления давления до начала разработки газового месторождения.Можно выссказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима.Характер режима устанавливается по данным полученным при эксплуатации месторождения.

10.Технология и основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений.

Называется совокупность способов применяемых для извлечения нефти из недр.В данном понятии система разработки в качестве одного из определяющих факторов указано наличие или отсутвие воздействия на пласт.От этого фактора зависит технология бурения нагнетательных скважин.Разработка нефтяных и газовых месторождений характер-ся следующими показателями:

1)добыча нефти. Основной показатель суммарный по всем добывающим скважинам пробуренным на нефть в единицу времени и среднесуточная добыча находящаяся на 1 скважину. Характер изменения во времени зависит не только от св-в и насыщающей его жидкостей,но и от технологических операций осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

2)добыча жидкости. Суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважины в чисто нефтеносной залежи,скважины в течении некоторого времени добывают чистую нефть,но рано или поздно,продукция начинает обводняться.

3)Добыча газа-это показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти,подвижности его,относительно подвижности нефти в пласте,отношение пластового давления к давлению насыщения,наличие газовой шапки и систем разработки месторождений. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора,т.е. отношение объема добывааемого из скважин за еденицу времени газа,приведенного к стандартным условиям,к добыче дегазированной нефти.Средний газовый фактор-это технологический показатель разработки определяет по отношению к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения,средний газовый фактор остается постоянным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти.

Если же в процессе разработки давление пластовое будет меньше давления насыщения,то газовый фактор изменяется следующим образом: во время разработки на режим растворенного газа,средний газовый фактор вначале увеличивается,достигает max и затем стремится к 0.Расмотренные показатели отражают динамическую характеристику в процессе извлечения пластов.Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель,накопленную добычу,с начала разработки,т.е. с момента пуска 1 скважины.

Накопленная добыча нефти.

где t-время процесса разработки, текущий момент времени.

В отличии от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи,темп увеличения соответствующего накопления уменьшается.Если текущая добыча=0, то рост накопленного показателя уменьшается.Помимо рассотренных абсолютных показателей отражающих количественно добытую нефть используют и относительные,характеризуют процессы извлечения продукта пласта в долях от добычи нефти.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной нефти в данный период эксплуатации и ее геологическим запасам.

Конечная нефтеотдача-это отношение извлекаемых запасов в месторождении к геологическим.Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге количество и эффективность разработки месторождения.

Темп разработки-это отношение газовой добычи нефти к извлекаемым запасам

Z(t)=

Этот показатель изменяется во времени отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций,осуществляемых месторождении ак в период его ввода,так и в процессе ее регулирования.