30. Гравитационный режим.

Режим, при к-ом Н. вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Основной источник энергии - сила тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. Обычно выделяют напорно-гравитационный (Высокопроницаемые пласты с довольно большими углами падения. Коэффициент нефтеотдачи 0,3-0,4) и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти (пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, небольшими углами падения. Уровень нефти в скважинах ниже кровли пласта. Зоной дренажа служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение к-ой определяется линией естественного «откоса». Коэффициент нефтеотдачи 0,1-0,2).

31. Газовый режим разработки газовых месторождений.

Режим, при к-ом приток газа к забоям добывающих скважин обусловливается потенциальной энергией давления под к-ым находится газ.

Основной источник энергии - упругое расширение сжатого в залежи газа. Основное отличие газового режима от других режимов газовых залежей в том, что снижение пластового давления всегда пропорционально отбору газа. За счет этого удельная добыча газа на единицу падения пластового давления в процессе разработки остается постоянной.

32. Газоводонапорный режим разработки газовых месторождений. Режим, при к-ом основными силами, продвигающими газ к забою добывающих скважин, являются упругие силы как пластовой воды так и породы, так и самого расширяющегося газа.

Основным источником энергии,продвиж.га по пласту является акт.напор краевых и подошвенных вод. В начальный период разработки в залежи проявляется газовый режим, его продолжительность зависит от фильтрационных характеристикпласта и активности пл.вод.при незначит.сниж.давл.пластового, начинает пост.вода,и начинается подъем гнк. Признаки:быстрый подъем гвк,понижение пластового давления.

Конечн.коэф.газоотдачи=0,87

33. Понятие о категориях запасов. Требования, предъявляемые к рязведанности и изученности категорий запасов а,в.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в гос. балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы Н., Г., конденсата и содержащихся в них компонентов, целесообразность извлечения к-ых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

Запасы Н., Г., конденсата и содержащихся в них компонентах, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С, и предварительно оцененные - категория С₂.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских св-в, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и св-в нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от к-ых зависят условия ее разработки.

Запасы категории А подсчитывают по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность к-ой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских св-в, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и св-ва нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а