8. Естественные режимы работы залежей нефти и газа: газонапорный режим, режим растворенного газа, гравитационный режим. Характеристики эксплуатации пласта при данных режимах.

Газонапорный режим (режим газовой шапки).

Источник энергии – давление сжатого газа в газовой шапке.

Благоприятные факторы:

• Высокоамплитудные складки с высокими ФЕС, с большим этажом газоносности;

• Неактивные законтурные воды;

• Непосредственный ГНК;

Динамика основных показателей разработки по РГШ

Объем газовой шапки увеличивается за счет уменьшения объема пласта, ранее занятого нефтью.

Эффективного РГШ зависит от размеров газовой шапки, от коллекторских свойств пласта и характера структуры.

В зависимости от состояния давления в газовой шапке выделяют упругий и жесткий газонапорный режимы.

Если объем газовой шапки значительно превышает объем нефтяной части залежи и в процессе разработки не меняется, то такой режим называют жестким газонапорным. В противном случае – упругим.

Режим растворенного газа.

Источник – давление газа в растворенном виде. По мере снижения пластового давления газ переходит в свободную форму, в результате газонефтяная смесь движется к забою скважины.

Динамика основных показателей разработки при РРГ.

Режим характеризуется интенсивным газовыделением, небольшими темпами добычи нефти, большим газовым фактором (из-за падения пластового давлени).

Проявление свободного газа в нефти снижает фазовую проницаемость по ней, что ведет к резкому уменьшению эффективности режима.

КИН при режиме растворенного газа – 0,2-0,3. Часто запасы энергии газа полностью истощаются прежде, чем были отобраны значительные запасы нефти.

После выделения газа увеличивается вязкость нефти и ухудшается ее подвижность.

Гравитационный режим.

Может существовать в условиях полной изоляции залежи от воды (экранирование), а также при отсутствии свободного или растворенного газа.

Этот вид энергии может действовать при отсутствии других видов энергии.

Гравитационный режим может быть природный, чаще проявляется после РРГ (после уменьшения пластового давления до атмосферного).

Режим отличается низкими дебитами, низкими значениями КИН – 0,1-0,2.

8. Объекты разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки.

Объект разработки (эксплуатационный объект) – искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, линза, массив, структура, совокупность пластов).

В объект разработки может быть включен один, несколько или все разрабатываемые пласты.

Объекты разработки подразделяют на основные (более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные) и возвратные (менее изучены, менее производительны и меньшие по запасам).

Факторы, влияющие на выбор объекта разработки:

1. Большая разница в глубинах залегания пласта, т.е. большие различия в значениях Р_ПЛ и Т_ПЛ;

2. Невозможность смешивания продукции разрабатываемых пластов. Так вода с разной минерализацией при смешивании может способствовать выпадению осадка;

3. Большие различия продуктивных характеристик пластов (ФЕС);

4. Степень неоднородности пластов;

5. Фазовое состояние УВ и режим работы пласта;

6. Техника и технология эксплуатации скважин.

9. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки по темпу и последовательности бурения скважин.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих:

1. Набор объектов и установление последовательности их разработки (темп и последовательность бурения скважин);

2. Определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов (схемы расположения скважин по площади, плотность сетки скважин);

3. Обоснование методов воздействия на пласт с целью извлечения из недр нефти и газа;

4. Определение способа управления и контроля за процессом разработки;

5. Охрану недр и окружающей среды.

Системы разработки классифицируют исходя из следующих показателей:

1. Темпов разбуривания и порядка ввода скважин в эксплуатацию;

2. По сетке разбуривания скважин;

3. По виду и способу энергетического воздействия на залежь;

4. По режиму работы добывающих и нагнетательных скважин.

Темп и порядок разбуривания МНГ выбирается в зависимости от режима работы залежи, его площади, запасов и т/э показателей.

По темпу разбуривания выделяют системы разработки:

1. Сплошные (сплошное ускоренное бурение) – применяются при бурении на небольших по площади месторождениях, с простым геологическим строением; на обустроенных нефтегазоносных районах с развитым УБР темп – 2-3 года);

2. Замедленные (замедленное бурение) – применяются при бурении глубоких скважин, на крупных месторождениях с осложненным геологическим строением, на новых НГР (темп – 5-10 лет).

По последовательности бурения выделяют системы разработки:

1. Сгущающаяся – бурение с уплотнением – для месторождений со сложным геологическим строением;

2. Ползущая – бурение скважин по элементам пласта, ряд скважин располагают параллельно внешнему контуру нефтеносности:

• По восстанию пласта – простое геологическое строение;

• По падению пласта – сложное геологическое строение и сложная конфигурация.