10. Пластовая т.

Продуктивные пласты находясь в недрах обладают какой –либо природной темепературой, которая, как известно, увеличивается с глубиной, начиная с так называемого нейтрального слоя. Тпл оказывает значительное влияние на свойства флюидов и, следовательно, на условия их добычи. Изучение температурного режима начинается с поисково-разведочного этапа, когда в первых пробуренных скважинах замеряют пластовую температуру методом термометрии. По данным температурных замеров строят геолого-геотермический разрез скважины.По геотерме определяют две основные характеристики разреза: геотермический градиент –G и геотермическую ступень – g

1. Геотермический градиент – показывает изменение температуры разреза с увеличением глубины на 100 метров: G = (t₂ –t₁ )*100 / (Н₂ –Н₁)

2. Геотермическая ступень – расстояние по вертикали на котором температура изменяется на 1⁰С: g = (H₂ – H₁) / (t₂ – t₁)

Значение геотермических градиентов для разных участков земной коры различны. Для ВУ НГП – 1-1,2⁰С/100 м .

11. Стадийность разр-ки.

Весь период экспл-ции неф-го мест-я разд-ся на 4 стадии. Разделение ведется по показателю добычи Н, изменяющемуся с течением времени. I стадия – период нарастающей добычи Н, II стадия – стадия макс добычи, III стадия – начало падения добычи, IV стадия – падение добычи Н.

Основные показатели разр-ки:

Q_н – суммарная (накопленная) добыча нефти [тыс. т.].Р_пл ,[МПа].В – обводненность ,[%].Р_нас ,[МПа],N_д – фонд доб скв [шт].N_н ,[шт].Q_з – V зак воды [млн. м³].Q_ж – объем доб жид-ти [м³].Последние три – только при использовании ППД.

Q_н – накопленная добыча.

Iст – макс темп нарастания, кот-й опр-ся геол-ми особ-ми залежи (ФЕС, площадь залежи), скоростью разбуривания и освоения скв.

II ст – макс величина, темпы извлечения 3-20% извлекаемых запасов в год, при этом, если из залежи отобрано 65-70% запасов, то вероятно первонач запасы были опред-ны неверно. Начиная с данной стадии, выполняются мероприятия по регул-ю системы разр-ки (если факт показатели отстают от проектных). Для более плавного перехода к III стадии и избежания резкого обводнения на II ст темпы добычи необходимо устанавливать ниже геологически возможных, не вести форсированную добычу. Часто величина извл-х запасов зависит от вяз-ти Н. При μ<5 мПа∙с можно извлечь до 50% запасов.

III ст– начало падения Q_н в связи с истощением запасов мест-я и увел-я доли попутно добываемой воды. Возрастает объем мер-тий, направленных на ограничение водопритоков. Продолжительность III стадии зависит от темпов добычи на I, II стадиях, от геолого-промысловых характеристик пласта, от эффек-ти системы разр-ки. Поэтому доля отобранных запасов может составлять 65-90%.

IVст– отбираются последние 10-30% от вел-ны НИЗ. По продолж-ти данная стадия может составлять период, равный предыдущим стадиям (I+II+III). Миним темпы отбора 1-2% в год от оставшихся запасов. Основные работы направлены на извлечение оставшихся как правило наиболее трудноизвлекаемых запасов, а также на борьбу с обводнением скв.

В – обводненность.

Это отношение отобранной из залежи В за время t к общему объему отобранной жид-ти за тот же период. В процессе разр-ки В продукции изменяется от 0 до 99,6%. Быстрее обводняются залежи, с большой ВНЗ, со значительной неодн-ю коллектора с повышенной вязкостью Н.

I стадия – при условии маловязкой нефти (<5мПа∙с) из залежи может отбираться чистая нефть. II стадия – начало обводненности продукции за счет пластовых вод (подтягивание контура) и технических вод (закачка).III стадия – стадия нарастания и максимального обводнения продукции. При обводненности скважин 80-85% из залежи может отбираться не более 10-20% извлекаемых запасов нефти. Меропр-я: вывод из экспл-ции обвод-ся скв (перевод части под нагнетание) и изоляция пластов, дающих макс приток воды.IV стадия – обводненность продукции может снизиться (либо быть постоянной) ввиду снижения общих темпов добычи жид-ти.

Q_ж – отбор жидкости из пласта.

Q_ж=Q_н+В. Запроектированная добыча нефти в залежи обеспечивается высокими темпами отбора жид-ти, поэтому измен-е данного показ-ля тесно связано с динамикой Q_н и В.

I стадия – отбор жидкости Q_н=Q_ж, ввиду малой В. II стадия – в зависимости от темпов обводнения залежи Q_ж может либо совпадать, либо быть чуть больше, чем Q_н. III стадия – сущ различная динамика Q_ж на III стадии:1) % воды незначительный, вязкость Н повышенная (5-15 мПа∙с) - Q_ж будет снижаться в соответствии с Q_н. 2) Коллектор неоднороден, скв сильно обводнены, широкая ВНЗ - Q_ж будет увел-ся при умен-нии Q_н. IV стадия - Q_ж будет неуклонно уменьшаться.

Q_з – объем закачиваемой воды.

Как правило Q_з в несколько раз превышает объем доб Н. Это обусловлено явлением диспергирования Н – явл-е, при кот смачивающая жидкая фаза (вода) разделяет не смачивающуюся фазу (Н) на микроскопические капли. В таком состоянии эта фаза находится в поровом пространстве коллектора, при этом весь нефт пласт представляет из себя дисперсную сис-му. Кроме этого, объем прошедшей через пласт воды зависит от вяз-ти Н и от ФЕС коллектора.

Фонд скв

разбуривание идет в 2 этапа: 1) На 1-м этапе бурится основной фонд скв (I, II стадии разработки м-я) 2) На 2-м этапе бурится рез фонд скв (II, III, IV стадии разр-ки мест-я). I стадия - вводится в экспл-ю осн фонд скв; как правило система ППД еще не применяется. II стадия - Бурятся и осваиваются скв осн фонда, начинают вводится скв рез фонда, осваивается система ППД в зависимости от запроект-го типа заводнения. III стадия- увелич-ся число обводн-ся скв, бурятся скв рез фонда, идет перевод скв из одних категорий в другие. IV стадия - повсеместное обводнение скв, сокращение фонда скв.

Р_пл – пластовое давление.

а) распределение приведенного Р_пл в залежах, работ-х на прир режимах.

1. До начала разр-ки – Р_{пл.прив.} имеет одинаковые вел-ны по всей площади залежи. - неработающие скв. 2.С вводом в экспл-ю первых доб скв вокруг них образуются лок воронки депрессии за счет Р_{пл.прив.} до вел-ны Р_заб.. 3.С вводом в экспл-ю большинства доб скв и ↑ Q_ж в залежи происходит повсеместное Р_пл с образованием общей воронки депрессии, захватывающей всю зону отбора. Давление, близкое к пласт, остается лишь периферийных частях залежи

б) В залежах, работающих с применением ППД. Вокруг доб и нагн скв образуются лок воронки депрессии и репрессии.