- •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
Сравнительный анализ режимов
Геологические условия оказывают значительное влияние на возможность создания того или иного режима пласта, а также определяют характер проявления режима пласта.
Особенное влияние на характер режима пласта и его эффективность оказывают проницаемость и угол наклона пласта, расстояние до выхода пласта на дневную поверхность, структура норового пласта и начальная нефте-, газо- и водонасыщенность пласта, а также вязкость нефти и пластовой воды.
Хорошая проницаемость пласта и малая вязкость нефти являются основными факторами, способствующими развитию напорных режимов; водонапорного, упруговодонапорного и газонапорного.
Когда залежь нефти расположена недалеко от выхода пласта на дневную поверхность, где происходит полноценное питание пласта атмосферными и поверхностными водами создаются условия, благоприятствующие развитию водонапорного режима. Когда залежь нефти удалена на сотни километров от выхода пласта на дневную поверхность создаются условия, способствующие развитию упруго-водонапорного режима.
При усиленном отборе жидкости, приводящем к понижению давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом, при хорошей проницаемости пласта возможен переход как к газонапорному режиму, так и к режиму растворенного газа. Газонапорный режим развивается в том случае, когда выделившиеся пузырьки газа мигрируют преимущественно в повышенную часть пласта, образуя там газовую шапку. Такому перемещению пузырьков газа по пласту способствуют достаточно крутой угол наклона пласта и малая вязкость нефти. При незначительном угле наклона пластов пузырьки газа перемещаются к забоям ближайших скважин, что и определяет преимущественное развитие режима растворенного газа.
После истощения энергии газа режим переходит в гравитационный, причем при наличии крутого угла падения пласта развивается напорно-гравитационный режим, а при очень пологих углах — гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.
Невысокая проницаемость пласта и большая вязкость нефти сильно увеличивают сопротивление движению, что не позволяет развиться какому-либо напорному режиму. Поэтому в таких пластах с самого начала эксплуатации развивается режим растворенного газа в чистом виде, а после истощения энергии газа режим переходит в гравитационный со свободным зеркалом нефти.
Обычно эффективность режима пластов определяют по величине конечного коэффициента нефтеотдачи. Наибольшим конечным коэффициентом нефтеотдачи характеризуются режимы, связанные с активным продвижением краевых вод (водонапорным и упруго-водонапорным), и наименьшим — режим растворенного газа. Высокая нефтеотдача, достигаемая при водонапорных режимах, обусловлена более эффективным вытеснением нефти водой по сравнению с вытеснением нефти газом.
В зависимости от коллекторских свойств пласта и его неоднородности в лабораторных условиях конечный коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0,65 0,80.
Пласты с нефтью, имеющей малую вязкость, характеризуются наибольшим коэффициентом нефтеотдачи, доходящим до 0,3, причем для вязких нефтей чем больше объемный коэффициент растворимости газа и меньше коэффициент усадки, тем больше коэффициент нефтеотдачи.
При газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи колеблется от 0,4 до 0,6. Более высокий коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме по сравнению с режимом растворенного газа обусловлен более экономным расходом энергии газа. Высокая нефтеотдача объясняется тем, что часть нефти вытесняется дополнительно краевыми водами, т. е. газонапорный режим обычно является смешанным режимом с одновременным движением газовой шапки и краевых вод.
Ранее в процессе разработки нефтяных месторождений происходила, как правило, смена режима пластов, причем более эффективные режимы постепенно заменялись менее эффективными.
Основной причиной смены режима является понижение давления в нефтяной залежи вследствие недостаточного запаса энергии. В результате смены режимов общая эффективность разработки многих нефтяных месторождений находилась на низком уровне.
В настоящее время для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений очень широко применяют ввод в пласт дополнительной энергии путем закачки воды и газа. Благодаря непрерывному пополнению энергии давление в пласте поддерживается на высоком уровне что позволяет иногда не только предотвратить смену режима на худший но и перевести пласт на наиболее эффективные режимы вытеснения нефти водой.
Повышение эффективности разработки сказывается не только в увеличении коэффициента нефтеотдачи, но и в повышении ряда других важных показателей. Так, благодаря высокому давлению обеспечиваются высокие дебиты скважин, что позволяет разрабатывать нефтяные залежи меньшим количеством скважин и сильно сокращать сроки разработки. Благодаря высокому давлению появляется возможность получить основную часть добычи наиболее дешевым фонтанным способом.
Достигаемая конечная нефтеотдача при режиме вытеснения нефти водой близка к нефтеотдаче при водонапорном режиме.
При вытеснении газированной нефти водой действует тот же эффективный механизм вытеснения нефти водой. Но вместе с этим имеется и отличие, заключающееся в замещении части остаточной нефти так называемым запечатанным газом, что дополнительно повышает конечную нефтеотдачу по сравнению с режимом вытеснения нефти водой.
Достигаемая конечная нефтеотдача при режиме вытеснения нефти газом находится в тесной зависимости от состояния истощения залежи к моменту организации закачки газа. Чем больше истощена залежь нефти (т. е. чем больше снижено давление и увеличена газонасыщенность), тем хуже результаты.
Наилучшие результаты получают, когда закачку газа осуществляют при пластовом давлении выше давления насыщения не менее чем на 10% и одновременно используют гравитационные силы, стремящиеся переместить нефть в пониженную часть залежи, т. е. при закачке газа в повышенную часть залежи. В этом случае конечный коэффициент может достигать 0,51 при достаточно продолжительной закачке газа (порядка 8 9 объемов газа).