госы / 21

17.основные элементы систем разработки(плотность сетки скважин(ПСС), расстояния между скважинами, темп выработки запасов, порядок разбуривания залежей).

1.Системы расположения доб.скважин(*равномерная, когда доб.скв.располагают по треугольной или квадратной сетке. * неравномерная или кольцевая, когда доб.скв. распологают по кольцевой системе параллельно контурам нефтеносности).

2.Расстояние между доб.скв. Оно зависит от коллекторских свойств, неоднородности пласта и вязкости нефти и от сложности геол.строения.

При кольцевой системе расстояние между кольцами 150 м, а расстояние между скв. в кольцах 400-600м. В сводовой части доб.скв.распологают по линии вдоль структуры. При равномерной системе на нефтяных месторождениях расстояние между доб.скв. 400-500м. При сложном строении уменьшается до 200-250м.

При разработке газовых и ГК-х мест-й среднее расстояние между скв. приблизительно 1000м, причем квадратная сетка предпочтительнее, т.к. лучше производится дренирование залежи.

При сложном строении расстояние ум-ют до 600м.

3. Темп выработки запасов или годовой уровень добычи. Его определяют в процентах от балансовых или извлекаемых запасов. В США проектируют 2% от Qбал, или 0,7-0,8% от Qизвл. В России проектируют до 5% и более от извлекаемых запасов и поэтому скв. быстро обводняются.

4. Порядок разбуривания мест-й доб. скв-ми. Мелкие и средние мест-я по запасам разбуривают от свода к крыльям структуры,т.к. это может быть связано с ухудшением коллектормких свойств и с уменьшением нефтенасыщенных толщин. Крупные мест-я разбуривания от крыльев к сводам стр-р. Это обеспечивает равномерный подъем контактов и выработку низкопроницаемых коллекторов.

20.Подсчет запасов газа растворенного в нефти.

Производится по формуле:

V₀-извлекаемые запасы растворенного в нефти газа

Q₀-балансовые запасы нефти при стандартных условиях(20С, 0,1 МПа)

Q_извл-извлекаемые запасы нефти при стандартных условиях

Q_неизвл-остаточные запасы нефти при стандартных условиях

B₀-объмный коэф-т пластовой нефти при начальном пласт-м давлении Р₀

B_k-объемный коэф-т пласт-й нефти на конечную дату разр-ки,при остаточном давлении Р_к

r₀-средневзвеш.первоначальный газовый фактор замеренный на трапе сепаратора при атмосферном давлении.

r_k-остаточное количество газа, растворенного в нефти при конечном давлении Рк

P_k-конечное давление в залежи для всех мест-й одинаковое 0,1 МПа и учитывается в подсчете запасов и проекте разр-ки

α_k-поправочные коэф-ты на коэф-т сжимаемости при давлении Рк

f-поправка на температуру.

24.Конденсат, его состав и подсчет запасов.

Конденсат- легкая увлаж-я жидкость, кот выделяется из газа при снижении давления. Подсчитывают запасы стабильного конденсата, кот состоит из С₅Н₁₂,С₆Н₁₄,гептана. Расчет производится по формуле:

V₀-запасы газа в газовой шапке или в газовой залежи

q- потенциальное содержание конденсата в граммах в м³ газа

ϴ-коэф-т извлечения конденсата определяется эксперементально в установке высокого давления при снижении Р от пластового до атмосферного.

28.Исходные данные для составления проектов разработки.

Для каждого месторождения по результатам поисково-разведочных работ и пробной эксплуатации скважин должны быть получены след . данные:

1. Размеры и форма залежей, положение тектонических нарушений, их амплитуда, границы выклинивания и замещения продуктивных пластов непроницаемыми породами,т.е. наличие экранов стратиграфических литологических, тектонических.

2. Закономерность изменения литологии, коллекторских свойств общих, эффективных и нг-ых толщин. Изучение неоднородности по схеме корреляции и картам неоднородности.

3. Критерии оценки продуктивности пластов и нижние пределы колекторских свойств для определения кондиционных значений, т.е. при каких показателях они имеют промышленное значение.

4. Дебиты н,г, воды, нач Рпл, Рнасыщ,Гф, коэф-т продуктивности скв. и их изменение во времени.

5. Кач-во н,г, конденсата, воды их состав и свойства, зависимость св-в от давления и температуры, наличие в флюидах сопутствующих компонентов. В нефтях-никель, марганец, сера, фосфор, цезий, ванадий и др., добыча кот. Может осущ-ся в промышленных масштабах. А из газа -гелий.

6. Гипсометричное расположение контактов ГВК, ГНК и их изменение во времени, что определяют в пробной эксплуатации, а также установление режимов залежи по опорной сети скв-н, кот.одновременно охватывает залежь и законтурную зону.

7. Гидродинамич.связь между отдельными продуктивными пластами, участками мест-я и между блоками для обоснования системы ППД.

8. Запасы нефти, растворенного и свободного газа и конденсата.

9. Условно для эффективной промышленной разработки мест-я, т.е. состояние пластовой энергии для выбора системы разработки.

21. Подсчет запасов свободного газа объемным методом.

Vг извл=F*h*k_n*f(P₀α₀-P_kα_k)k_г*η_г

F-площадь газов залежи в пределах внеш.контура газоносности. Определяется по структурной карте кровли пласта.

h-средневзвешанная по площади газоносная толщина пласта.

Вначале газонасыщенную толщину определяют в каждой скважине по керну,ГИС и результатам испытания, затем строят карту газонасыщенных толщин и опредиеляют глубину.

k_n –коэффициент открытой пористости пород.

Вначале сопоставления пористости по керну и ГИС определяют в каждой скважине, это необходимо т.к. при высокой пористости керн разрушается в процессе бурения и его не отбирают. Затем строят карту пористости и определяют средневзвешанное знаечение.

f- поправка на температуру

t=(273+tст)/ (273+tпл)

tпл- определяют электротермометром после 3-5 суток для восстановления теплового режима, нарушенного процессом бурения или эксплуатацией скважин.

P_0-превоначальное пластовое давление в залежи, определяется глубинным манометром в первой скважин вскрывшей пили устьевым манометром. С последующим пересчетом в забое, т.е. высчитывают давления столба газа в скв.

P_k- конечное давление в залежи,оно одинаковое 0,1 МПа.

α_0, α_k-поправочные коэффициенты для Р₀,Р_к, всвязи с отклонением ув-ых газов от зак-ов газового состояния,т.е. идеальных газов.

k_г-коэф-т газонас-ти пород, его определяют по керну:

1. k_г=Vг/Vпор

2. Кг=1-Ков

η_г-коэф-т газоотдачи,его применяют всязи с режимом залежи или по аналогии с выработанными или находящихся на последних стадиях выработанных или истощенных мест-й в данном регионе.