- •Основы разработки нефтяных и газовых месторождений.
- •1. Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Рациональная система разработки.
- •2. Технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Основные технико-экономические показатели разработки месторождений нефти и газа.
- •3. Технико-экономические показатели разработки. Основные факторы, влияющие на процесс разработки месторождений нефти и газа.
- •4. Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах.
- •5. Пластовая энергия. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в продуктивном пласте.
- •6. Естественные режимы работы залежей нефти и газа: водонапорный и упруговодонапорный. Характеристики эксплуатации пласта при данных режимах.
- •Естественные режимы работы залежей нефти и газа: газонапорный режим, режим растворенного газа, гравитационный режим. Характеристики эксплуатации пласта при данных режимах.
- •8. Объекты разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки.
- •9. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки по темпу и последовательности бурения скважин.
- •10. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки по плотности сетки скважин и расположению их на площади.
- •11. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки по виду и способу энергетического воздействия. Системы разработки с закачкой газа в пласт.
- •13. Этапы разработки нефтяных месторождений.
- •I стадия.
- •14. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •15. Контроль процесса разработки нефтяных и газовых месторождений: определение, задачи и виды контроля.
- •16. Анализ разработки нефтяных и газовых месторождений: цель и задачи анализа.
- •17. Регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений: цель, основные критерии и методы регулирования.
- •18. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Этапы, последовательность и состав работ при проектировании. Виды проектных документов для нефтяных месторождений и их содержание.
- •19. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Этапы, последовательность и состав работ при проектировании. Виды проектных документов для газовых месторождений и их содержание.
- •20. Режимы разработки месторождений природных газов.
- •21. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Системы размещения газовых скважин на структуре.
- •22. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •23. Моделирование процессов разработки месторождений. Виды моделирования. Методы физического и математического моделирования. Характеристики методов.
- •24. Модели пласта и процессов вытеснения нефти и газа. Виды моделей пласта, их характеристика.
- •25. Модели процессов вытеснения нефти водой. Характеристики моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой. Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой.
- •26. Схематизация условий разработки. Составление расчетных схем. Схематизация водонефтяного контакта и контура питания залежи.
- •32. Коэффициенты: нефтеотдачи, вытеснения, охвата, вскрытия пласта. Дать определение коэффициентов, привести зависимости для их расчета.
- •33. Область эффективного применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.
- •34. Область эффективного применения тепловых методов и методов смешивающегося вытеснения для увеличения нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.
25. Модели процессов вытеснения нефти водой. Характеристики моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой. Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой.
Модель поршневого вытеснения.
Поршневое вытеснение – это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади – только вода, т. е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения (рисунок 9.6).
На рисунке 9.7 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта xФ.
По этой модели предполагается, что по пласту движется вертикальный фронт (граница) вытеснения, впереди которого нефтенасыщенность равна начальной (S0 НАЧ. = 1- SСВ.), а позади этого фронта остается полностью промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью sн ост. Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади – только вода, в связи с этим на графике наблюдается резкий скачок нефтенасыщенности.
Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается – из них поступает только вода. В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.
Модель непоршневого вытеснения. В реальных нефтяных пластах, разрабатываемых при водонапорном режиме, вода обычно не заполняет полностью область, первоначально занятую нефтью. В этой области происходит одновременное движение вторгшейся воды и оставшейся, постепенно вымываемой нефти.
В этом случае происходит непоршневое вытеснение – это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация (рисунок 9.8).
Из-за действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение нефти водой не носит поршневого характера. Вода постепенно замещает нефть в пласте, и поэтому в нем формируются несколько зон с различной насыщенностью порового пространства (рисунок 9.9).
В зоне I, ещё не охваченной заводнением, сохраняется начальная насыщенность коллектора. Часть порового пространства занимает неподвижная связанная вода, а в остальном объеме движется нефть. В зоне II под действием гидродинамических сил происходит замещение основного объема нефти в поровом пространстве на воду. Насыщенность резко возрастает от SCB. до насыщенности на фронте вытеснения S. В этой зоне из порового пространства может быть вытеснено до 70 — 80 % нефти. В зоне III насыщенность меняется значительно медленнее. Здесь происходит доотмыв оставшейся нефти, и движется в основном вода. Даже при длительной промывке порового пространства водой в нем остается некоторое количество нефти, удерживаемой капиллярными и поверхностными силами. Классической моделью непоршневого вытеснения является схема Баклея-Леверетта (рисунок 9.10). В пласте предполагается движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на фронте вытеснения значительно меньше, чем при поршневом вытеснении (отрезок SФ на рисунке 9.10). Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него – одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными фазовым проницаемостям (вытеснение нефти происходит с остаточной нефтенасыщенностью заводненной зоны; в основу расчетов закладываются графики относительных проницаемостей).
Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта вытеснения к добывающей скважине происходит мгновенное обводнение продукции до некоторого значения, соответствующего скачку насыщенности на фронте вытеснения SФ, а затем обводненность продукции увеличивается медленно.
Большинство реальных пластов, содержащих нефть и газ, являются неоднородными по геолого-физическим параметрам. Поэтому в моделях пластов следует учитывать эти особенности. В противном случае при проектировании разработки результаты расчетов будут сильно отличаться от фактических данных. В настоящее время применяют следующие модели неоднородных пластов.