- •Введение
- •Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей
- •1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, физики и химии.
- •1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводородов (ув) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и превращения газонефтяных систем.
- •1.3 Общие сведения об осадочно-миграционной теории органического происхождения ув и образования месторождений нефти и природного газа. Понятие о геологических ловушках для ув, типы ловушек.
- •1.4 Минералы и горные породы. Классификация горных пород. Породы-коллекторы нефти и газа (их основные типы и характеристики).
- •1.4.Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба.
- •Тема 2 Залежи и месторождения углеводородов
- •2.1 Залежи нефти и природного газа как единичные скопления ув в геологических ловушках. Месторождения нефти и газа.
- •Классификация залежей углеводородов
- •2.3 Пластовые воды залежей ув; расположение пластовых вод относительно нефтегазоносной части залежи.
- •2.4 Запасы нефти и природного газа. Категории запасов. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом.
- •Объемный метод подсчета запасов нефти
- •Объемный метод подсчета запасов газа
- •Тема 3. Пластовое давление в залежах ув
- •1 Газ; 2 нефть; 3 вода; 4 заводненная зона пласта; 5 точка замера давления в скважине; h расстояние от точки замера до условной плоскости
- •Тема 4. Физические параметры пластовых жидкостей и учет их изменения при разработке залежей нефти
- •4.2 Физические параметры пластовых вод.
- •Тема 5. Условия эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •5.1 Условие притока флюидов к забоям скважин под действием упругих сил
- •5.2 Стационарные и нестационарные режимы исследования скважин (индикаторная кривая и кривая восстановления давления).
- •Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
- •Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)
- •5.3 Система «пласт-скважина» и способы эксплуатации скважин; предел фонтанирования скважины. Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды. Технологический режим работы скважин.
- •Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды.
- •Технологический режим работы скважин.
- •Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти
- •6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.
- •Площадное заводнение
- •1 Площади, не охваченные процессом
- •6.3 Стадии разработки нефтяной залежи; характеристика отдельных стадий. Основной период разработки залежи.
- •Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти
- •7.1 Термобарическая характеристика залежи. Влияние начальных температуры и давления в залежи и состава ув на возможный ход разработки.
- •7.2 Режимы работы пластов как проявление определенного вида пластовой энергии, под действием которой к забоям скважин движутся пластовые жидкости
- •7.3 Классификация режимов Водонапорный режим
- •Упругий режим
- •Упруговодонапорный режим
- •Газонапорный режим
- •Режим растворенного газа
- •Гравитационный режим
- •Сравнительный анализ режимов
- •Тема 8. Основы проектирования разработки месторождений нефти и газа
- •8.1 Цели и задачи проектирования разработки. Многостадийность проектирования разработки месторождений нефти
- •8.2 Виды проектных документов, их назначение.
- •Тема 9. Объект и система разработки
- •9.1 Выбор объектов по разрезу и площади месторождения. Объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки; обоснование целесообразности объединения
- •9.2 Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом. Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
- •Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом
- •Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
- •9.3 Схематизация формы залежи. Схематизация контуров нефтеносности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин.
- •9.4 Характеристика основных технологических показателей разработки. Характеристика основных экономических показателей разработки
- •9.5 Проведение гидродинамических расчетов основных показателей разработки
- •9.6 Понятие о рациональной системе разработки. Выбор рационального варианта
- •Тема 10. Основы анализа разработки
- •10.1 Цель и задачи анализа текущего состояния разработки в рамках авторского надзора. Методы проведения анализа.
- •Применение статистических методов и упрощенных методик для анализа и прогноза разработки, оценки эффективности проводимых на залежи геолого-технических мероприятий
- •10.2 Факторы, осложняющие процесс вытеснения нефти водой.
- •Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей
- •10.3 Различия вязкостей нефти и воды как фактор, осложняющий процесс вытеснения нефти. Параметр безразмерной вязкости μ0, его влияние на характер выработки запасов.
- •10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (кин).
- •10.5 Рациональное число и размещение проектных скважин. Основной фонд скважин. Резервные скважины.
- •10.6 Расчет процессов нагнетания.
- •Тема 11. Разработка залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам
- •11.1 Контроль и регулирование разработкой нефтяных залежей Контроль за процессом разработки
- •Регулирование процесса разработки (рпр)
- •11.2 Основы компьютерного моделировании строения залежей ув и их разработки
- •Основные виды исходных данных для цифрового геологического моделирования
- •Основные исходные данные для создания гидродинамической модели
- •Тема 12. Разработка газовых и газоконденсатных залежей
- •12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.
- •12.2 Физические свойства природных газов. Тепловые свойства природных газов. Дросселирование газов. Гидратообразование.
- •12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.
- •Тема 13 Способы эксплуатации газовых скважин
- •Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)
- •Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
- •Режимы работы газовых пластов
- •Газовый режим
- •Водонапорный режим
- •Размещение скважин при разработке газоконденсатных залежей
- •Определение показателей разработки при газовом режиме для периода нарастающей добычи
- •13.6 Особенности разработки газоконденсатной залежи. Явления обратной конденсации. Особенности разработки газонефтяных и нефтегазовых залежей
- •Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •Системы сбора газа на промысле. Промысловая подготовка газа к транспорту
- •Подземное хранение газа
- •Список литературы
- •Содержание
1 Газ; 2 нефть; 3 вода; 4 заводненная зона пласта; 5 точка замера давления в скважине; h расстояние от точки замера до условной плоскости
Распределение приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис.3.3. горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по пощади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости к ней, и вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой.
Рис.3.3. Профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме: а - залежь; б-интервал перфорации. Давление: 1-начальное пластовое (приведенное), 2-возле первых введенных в разработку скважин, 3 -приведенное динамическое пластовое (после ввода всех скважин); Рзаб — забойное давление; ВНК- контур питания
При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.
По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.
Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально контрольных скважинах. Замеренное в оставленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.
Давление в пласте у забоя скважины при установившемся режиме ее работы называют забойным давлением (Рзаб).
Забойное давление в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 минут фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, манометр регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис.3.4. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.
Контроль за изменением пластового давления в пласте в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.
Рис.3.4. Кривая восстановления давления в остановленной скважине: а — добывающей; б — нагнетательной. Давление: Рпл.д - пластовое динамическое, Рзаб — забойное
Распределение давлений в пласте отображается при помощи изобар – линий, соединяющих точки с одинаковыми давлениями. Основой для нанесения линий изобар является схема размещения скважин по площади залежи, включая как нефтеносную, так и законтурную водоносную зоны.
Чертеж с линиями равных давлений (изобар), нанесенными на схему размещения скважин, называется картой изобар.
Карты изобар строятся регулярно на определенные даты по результатам исследования скважин. Для построения карт используются данные замеров пластовых давлений на глубине спуска манометра в ствол исследуемой скважины, приведенные далее на условную плоскость.
Обычно данные замеров давлений пересчитывают на плоскость (уровень ВНК). Таким образом, линии изобар отображают не истинное давление в зонах залежи, а условное, пересчитанное на ВНК. Приведение текущих давлений к одному уровню позволяет сравнивать их между собой и проводить наблюдение за изменением распределения давления в залежи во времени.
Распределение давлений в пласте, изображаемое при помощи карт изобар, обусловлено свойствами самого пласта и данными его разработки.
Зная данные разработки и имея карту изобар, принципиально можно судить о распределении такого свойства пласта, как проницаемость. Чем выше проницаемость пласта между двумя зонами залежи, тем выше здесь пьезопроводность, и изменение давления в одной скважине приведет к скорому изменению давления в другой, вплоть до полного их выравнивания.
Карты изобар являются одним из основных средств при решении задач анализа, контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.
При построении карт изобар на схеме размещения скважин точки забоев скважин подписываются в виде дроби, глее в числителе стоит номер (имя) скважины, а в знаменателе – величина текущего давления в данной скважине, пересчитанная на ВНК.
Кроме того, на схему расположения скважин переносятся со структурных карт начальные положения контуров нефтеносности, а также все тектонические, литологические и прочие установленные к этому времени границы залежи.
Рис.3.5. Пример построения карты изобар
Одним из методов построения карты изобар может быть принят метод треугольников, использующийся при построении структурных геологических карт. Для этого на карте выбираются три соседние скважины и на условных отрезках, соединяющих вершины полученного условного треугольника, в соответствии с градиентами давлений между скважинами, отмечают места возможного прохождения изобар с определенным значением давления.
При этом количество линий изобар, проходящих через отрезок между двумя скважинами будет равно отношению разности текущих давлений в этих скважинах, деленной на «цену деления» одной изобары.
Расстояния между линиями изобар, пересекающих отрезок между скважинами, должны быть равны между собой, а сами линии изобар перпендикулярны данному отрезку.
С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Рассмотрение карт изобар на различные даты позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и прогноза поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.