2. Режимы эксплуатации залежей

Режимом называется характер проявления преобладающего вида пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий.

Наиболее распространенные в практике разработки нефтяных месторождений режимы пластов - упругий, растворенного газа и газонапорный или газовой шапки.

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также за счет уменьшения порового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород. Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высоко проницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начинает выделятся растворенный в ней газ, и режим пласта изменится, упругий режим сменится режимом растворенного газа. В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газонапорный режим или режим газовой шапки.

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, такой режим пласта называют гравитационным. без ППД (- упругий режим;упругогазонапорный,гравитационный,раств.газа -упруго-водонапорный режим(вытеснение газированной нефти водой)

2. с ППД (-законтурное заводнение;приконтурное; -внутриконтурное заводнение: 1.рядное(1, 3,5-рядная сист) 2. площадная сист(4,5,7,9-титочечная) 3. сводовое 4. блоковое 5. Барьерное 6. Очаговое

Билет №13.

1. Виды несовершенства скважин и его учет

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.

Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис. б). Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. в).

На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта (рис. г) При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-лу Дюпюи коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова.

Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины rс.пр.: Qнс=2πkh(Pк-Рс)/μ(lnRк/rc+С1+С2), k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C1-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C2- по хар-ру вскрытия. С1и С2 определяются по графикам Щурова.

С1=f(hD; d/D; l1/D), где D – диаметр скважины по долоту, h – число перфорационных отверстий на 1 м, d – диаметр перф. отверстий, l1 – глубина проникновения пуль в породу.

C2=f(относительного вскрытия пласта; отношения эффективной мощности пласта к диаметру по долоту) Если гидродинамическое несовершенство сквхар-ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скв в равных условиях, то η=Qнс/Qc=ln(Rк/rc)/ln(Rк/rc.пр.), где η- коэффициент гидродинамического несовершенства скважин.