9.20 Особенн-ти разр-ки газовых и газоконден-х мест-ий.

Зависит в первую очередь от:

-упругости газа

-равномерного его расширения (моментального)

Мест. нефти→(нефть перекачивается в)групповая установка→цементный сборный пункт→в емкость перекачки нефти→НПЗ (нефтепер-щий завод) →нефтебаза→нефтезаправочная станция

Местор.газа→УКПГ (установка комплексной подготовки газа, здесь газ подсушивается очищается от влаги) →газопровод→потребитель

Вся разработка зависит от режима.

Проводим опытно промышленную экспл-ю газа. Если режим расшир-ся газа, то скваж-ны размещ-ся примерно равномерно, причем учитывается параметр m*H (-это эффект-ый объем залежи)

А если у нас будет массивная залежь, то m*H в сводовой части пласта будет увелич-ся, на каждую скважину необходим равномерный объем и к сводовой части размещение скважин должны сгущать.

Рис. из лекц.

Если газоупруговодонапорный режим. Размещаем скважины в зоне дренирования, в зоне регулирования и в зоне контроля.

Основная доля добывающих скважин в центральной части, частично они будут в зоне регулирования. А все наблюдения (пьезометрические) в переклинальной части где будет зона контроля.

9.21. Методы контроля за разработкой в начальный период разр-ки. Методы контроля за разр-ой после составления пр.

Контроль за разр-ой- это сбор информ-ии, ее обработка. После того как составили технологическую схему разработки и начали разбуривать залежь, то мы должны были получить дополн-ю инфор-ю по данным бурения нагнет-х и добыв-щих скважин. Поэтому сбор инф-ии должен касаться уточнения геологического строения данного геологического объекта.

Должна быть четко проведена дифференциация балансовых запасов по различным зонам, в зависимости от эффективных толщин, пористости, проницаемости, коэфф-а продуктивности.

Тоже самое проводится с извлекаемыми запасами, дифференциация также по зонам, в зависимости от эффективных толщин (меняется от до ), пористости, проницаемости, коэфф-та продуктивности.

Дифференциация запасов проводится для обоснования КИН на отдельных участках з-жи и в целом по залежи.

Далее определяется геологическая неоднородность пластов. Оценивается коэф-т охвата заводнений. И далее оценивается соотв-ет ли данная геолого-промысловая модель принятой системе разработки.

Мы должны сказать правильная модель или нет. Эта оценка будет влиять на оценку запасов, проектного и конечного КИН.

Далее составляем проект разработки, ведем разбуривание: 1)контроль за уточнением строения эксплуатационного объекта; 2) контроль за раз-ой путем сбора инфор-ции при работе скважин в поверхн-ых условиях. Здесь определяем динамику дебитов, динамику обводненности, динамику жидкости, динамику компенсации отборов закачкой, динамику закачки, динамику в целом обводненности залежи, кинжальное заводнение, поршневое вытеснение нефти , языки обводнения (за счет геологической обводнен-ти продуктивного пласта). Контроль за разработкой в пластовых условиях, контроль за динамикой буферного и затрубного давлений.

Делаем замеры пластового и забойного давления, по Рпл – строится карта изобар, карта разницы Рпл на определенную дату. Проводятся гидродинамические исследования (весь комплекс) – это индукционные кривые, самопрослушивание, эксплуатационные методы.

Отбираются глуб-е пробы определяется в динамике изменение свойств нефтив пластовых условиях: Рпл, газонасыщенность.

Отбирается керн:(образцы в пластовых условиях), особое внимание обращ-ся на остат-ю нефть. Оценка начального и текущего КИН.

Комплексы геофиз-х исслед-й по контролю за разраб-ой. Конт-ль проводится по опорной сети сква-н и сбор информ-ции за сква-ны которые не попали в опорную сеть. По ним проводятся исследования, либо по снятию Рзаб опред-ся величина Рпл.

При этом произв-ся контроль за измене-ем коэф-та прод-ти, обвод-ю залежи, за динамикой Кохв, Квытесн, за дин-ой Кпрод и за текущ-й Кнефтеот-чи. Все эти мат-лы использ-ся в авторском надзоре анализа состояния разраб-ки.