14) Особенности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений на природных режимах.

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений на природных режимах. На основе технико – экономических расчетов выбирают наиболее эффективный вариант, который на советах нефтяных компаний утверждают как основной вариант разработки.Некоторые месторождения разрабатываются когда используются энергия газовой шапки и напорных пластовых вод. Поскольку в начале разработки добыча будет производиться за счет напора газа в газовой шапке, то вначале определяют извлекаемые запасы за счет газовой шапки по формуле: Q=Vg*(∆P/P), где Vg - объем газа в газовой шапке, ∆P - давление ∆P=P₀-∆P, , P₀ – давление первоначальное,P – текущее давление. После этого определяют остаточные извлекаемые запасы, которые будут выражаться за счет напора пластовых вод. И снова рассматриваются 3 варианта изменения пластового давления на разные периоды разработки на 7,15,25. Для этого чтобы использовать природную энергию или проектировать систему заводенния. Вместо заводнения используют газы (метан, углекислый газ, азот и др.). если проницаемость более 50 мД, то предпочтительней использовать заводнение, т.к. пластовое давление выше, чем у газов и она лучше вытесняет нефть. Если проницаемость меньше 50 мД - тогда используют газы.

особенности разработки нефтяных месторождений на природных режимах.

1. Использование напора краевых вод

Этот режим характерен для залежей пластово-сводового типа. Добывающие скважины располагают кольцевыми рядами в пределах внутреннего контура нефтеносности. При разработке залежи происходит стягивание контуров нефтеносности. В начале обводняются скважины 1-го внешнего ряда , затем второго ряда и в последнюю очередь сводовые скважины , где максимальная нефтенасыщенность.

Высокий коэффициент нефтеотдачи обеспечивает равномерное продвижение контуров нефти и уменьшение площади залежи, если это условия не соблюдать, то произойдет прорыв воды через площадь месторождения и будут формироваться трудно –извлекаемые запасы.

15) Методы контроля за текущим пластовым давлением , построение и анализ карт изобар.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине Р = hg, где h — высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м;  — плотность жидкости в скважине, кг/м³ g — ускорение свободного падения, м/с². Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы. Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется единым генезисом напора. В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ: -—  залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению; -—  залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического. В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида — залежами с аномальным пластовым давлением. Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому. Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения. Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при Рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Р_изб. В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за пределы 0,008—0,013 МПа/м. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта, непосредственно у границ залежи, или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК. Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического. Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, соответствующего гидростатическому, называется давлением, отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp < 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД). Пластовое давление, меньшее гидростатического, т.е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например при выщелачивании или перекристаллизации пород.