- •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
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.
Система разработки - это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выделение объектов и установление последовательности их разбуривания и разработки; обоснование методов воздействия на пласты и режимов разработки, т.е. технологии разработки; обоснование сетки, соотношения и геометрии расположения нагнетательных и добывающих скважин; обоснование основных способов контроля и управления процессом разработки.
Процесс разработки месторождения регулируют, изменяя общее число и соотношение добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение на площади, устанавливая различные режимы работы скважин в процессе их эксплуатации.
На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:
- наличию или отсутствию воздействия на пласт;
- по расположению скважин.
По геометрии расположения скважин на площади выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин.
Для систем с равномерной расстановкой скважин характерно их расположение по правильным геометрическим сеткам, обеспечивающим высокую степень вскрываемости отдельных линз коллекторов: квадратной или треугольной (рис.9.1-9.2). Каждая из них имеет свои преимущества и недостатки. При последовательном сгущении треугольной сетки на каждом этапе число скважин возрастает в 3 раза.
Рис.9.1. Прямоугольная сетка скважин
Рис.9.2. Треугольная сетка скважин
Квадратная сетка гибкая при сгущении, на каждом этапе число скважин удваивается. Поэтому квадратные сетки нашли более широкое применение на практике.
Для объектов с двумя пластами целесообразно бурение скважин по квадратной сетке, а для объектов с тремя пластами – по треугольной.
Для систем с неравномерным расположением скважин предполагают разработку залежей цепочками или рядами скважин, параллельными контуру нефтеносности или рядам нагнетательных скважин. Расстояния между скважинами в рядах и между рядами неодинаковые.
По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с воздействием на пласт
Системы без воздействия на пласт используют в процессе разработки нефтяных месторождений естественную пластовую энергию. Лучшие результаты достигаются в условиях упруговодонапорного и газонапорного режимов, обеспечивающих высокую степень нефтеизвлечения.
Наиболее распространены в нашей стране системы с воздействием на пласт путем закачки в него воды.
Каждую систему разработки можно характеризовать пятью основными параметрами, величина которых обосновывается в процессе составления технологической схемы разработки месторождения:
1.Фонд скважин - общее число скважин всех категорий, пробуренных на эксплуатационном объекте. Эксплуатационный фонд скважин- общее число нагнетательных, добывающих и находящихся в освоении скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на основной и резервный.
Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки.
Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.
Наряду с основным, выделяются контрольные, оценочные, специальные скважины и скважины-дублеры.
К контрольным относятся наблюдательные и пьезометрические скважины.
Наблюдательные скважины предназначаются для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного и газонефтяного контактов в процессе разработки.
Пьезометрические скважины предназначены для систематического измерения пластового давления в законтурной зоне и в продуктивной части пласта.
Оценочные скважины бурятся с целью уточнения параметров и режимов работы пластов, выявления и уточнения границ продуктивных пластов, оценки выработки запасов нефти на отдельных участках залежи.
Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.
Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам добывающих и нагнетательных скважин.
Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих компаний могут числиться законсервированные скважины. К ним относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации.
2. Плотность сетки скважин, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину Sc, га/ скв. Она равна частному от деления площади нефтеносности на общее число добывающих и нагнетательных скважин основного фонда.
3. Удельные извлекаемые запасы нефти на одну скважину Nс (параметр А.П. Крылова), величина которых учитывается при выборе плотности сетки скважин. Минимальное значение этого параметра должно быть достаточной для рентабельной эксплуатации скважин за весь период разработки.
4. Соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин, от величины которого зависит интенсивность системы разработки. В пятирядных системах он равен 5, в пятиточечных площадных системах- 1
5. Соотношение числа резервного и основного фонда скважин. При составлении проектов разработки основной фонд скважин размещается на карте расположения скважин, а резервный фонд - нет, определяется только число их и закладывается в технико-экономические расчеты. Число резервных скважин может достигать до 25 % от основного фонда скважин.