- •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
7.2 Режимы работы пластов как проявление определенного вида пластовой энергии, под действием которой к забоям скважин движутся пластовые жидкости
Энергия, заключенная как в самой нефтяной залежи, так и в окружающей ее водоносной части, начинает действовать только при эксплуатации нефтяного пласта.
При организованном отборе жидкости из пласта в районе эксплуатационных скважин происходит понижение пластового давления. Под влиянием образовавшегося перепада давления к забоям скважин из окружающих частей пласта начинает двигаться нефть с растворенным в ней газом. По мере развития процесса в движение приходят краевые воды или газовая шапка, если таковая имеется.
В других случаях по ряду причин продвижение краевых вод может быть затруднено, и в таком случае нефть движется к скважинам под действием энергии растворенного газа.
Таким образом, в зависимости от природных условий залегания нефти и в первую очередь от физических свойств коллекторов (степени их неоднородности), пластовой нефти и краевой воды, строения пласта на окружающих месторождение площадях, а также в зависимости от установленного в процессе эксплуатации уровня добычи нефти и распределения отбора на площади в пласте может получить преимущественное значение какая-то одна сила или совокупность нескольких сил движения.
Совокупность всех условий работы пласта принято называть режимом пласта. Режим пласта внешне проявляется в преимущественном действии одной из сил движения (движения краевых вод, расширении газовой шапки и т. д.), во взаимосвязи между суммарным дебитом пласта и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т. д.
Значительным фактором в проявлении режима пласта является характер изменения пластового давления, текущих дебитов нефти, газа и воды. Тесную связь с режимом пласта имеет конечная нефтеотдача. Следует особо отметить влияние темпа отбора и суммарного отбора жидкости на проявление режима пласта.
Так, при чрезмерно усиленном отборе жидкости из пласта краевые воды не восполняют отбор. В результате давление в нефтяной залежи падает ниже давления насыщения. При этом из нефти выделяется растворенный газ, что существенно сказывается на механизме нефтеотдачи пласта.
В другом случае упругая энергия жидкости и породы может оказаться недостаточной для вытеснения нефти к скважинам при снижении пластового давления до давления насыщения. В этом случае при дальнейшем понижении пластового давления также начинает выделяться растворенный газ.
Регулируя текущий уровень отбора жидкости и распределение отбора по площади, можно задержать снижение давления и добиться несколько лучшей нефтеотдачи. Однако ограниченность энергии упругого расширения жидкости, породы или сжатого газа обусловливает пониженную нефтеотдачу даже при описанном регулировании отбора.
В связи с этим на пласт воздействуют не только путем отбора жидкости, но и путем ввода дополнительной энергии, т. е. закачивают в него воду или газ (воздух). Таким образом можно значительно улучшить механизм вытеснения нефти из пласта и основные факторы, характеризующие режим пласта. Пластовое давление может быть не только поддержано на одном уровне, но и повышено по сравнению с начальным пластовым давлением. В результате добыча нефти может быть также повышена. Одновременно будет предотвращено выделение газа из нефти, благодаря чему газовый фактор сохранится на первоначальном уровне.
В современной классификации различают следующие режимы для случая воздействия на пласт путем отбора жидкости: а) водонапорный режим; б) упругий, или упруго-водонапорный, режим; в) газонапорный режим, или режим газовой шапки; г) газовый режим, или режим растворенного газа; д) гравитационный режим (с преимущественным использованием силы тяжести).
Для случая ввода дополнительной энергии в пласт не было специальной попытки создания классификации режима пластов. Он получил название метода поддержания давления в пласте. Однако это название устарело, так как при вводе дополнительной энергии путем закачки воды в пласт пластовое давление не только поддерживается, но и во многих случаях делается выше начального.
Основное значение классификации режима пластов заключается в увязке ее с достигаемой конечной нефтеотдачей пластов. Как было изложено выше, конечная нефтеотдача при вводе в пласт дополнительной энергии тесно связана с механизмом вытеснения нефти из пор.
Целесообразно в основу классификации режима пластов при вводе в пласт дополнительной энергии положить механизм вытеснения нефти. При этом может быть предложена следующая классификация: а) режим вытеснения нефти водой; б) режим вытеснения газированной нефти водой; в) режим вытеснения нефти (газированной нефти) газом.
В эту классификацию могут быть органически включены случаи воздействия на пласт при новых методах разработки, в основу которых положено вытеснение нефти смешивающимися с ней жидкостями. При этом в классификацию могут быть включены: г) режим смешивающегося вытеснения нефти растворителями (сжиженными газами и другими растворителями); д) режим смешивающегося вытеснения нефти газом высокого давления.
Правильное и своевременное определение режима пласта имеет большое значение для разработки нефтяных месторождений, так как выбор целесообразной системы разработки, рационального размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, темпа разработки и режима работы отдельных скважин в значительной степени определяется режимом пласта. Конечная нефтеотдача пласта также находится в тесной связи с его режимом.