- •3. Распределение нефти, газа и воды в залежах. Понятие об остаточной воде. Гидрофильный и гидрофобный коллектор.
- •6. Понятие о кондиционных значениях фес. Определение кондиционных значений по удельному коэффициенту продуктивности скважин.
- •7. Понятие о неоднородности. Необходимость изучения неоднородности. Классификация неоднородности л. Ф. Дементьева.
- •8 . Пластовое давление как основная энергетическая характеристика залежи. Причины возникновения давления в недрах. Формула. Единицы измерения.
- •9. Пьезометрический уровень. Пьезометрическая высота. Пьезометрический напор. Приведенное пластовое давление. Гидростатическое. Избыточное. Горное. Авпд.
- •12. Основные показатели процесса разработки. Проектные документы. Краткая характеристика основных проектных документов.
- •14. Водонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •15. Газонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •16. Газовый режим в газовых залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
- •18. Системы разработки залежей с искусственным заводнением. Классификация методов заводнения пластов.
- •20. Сетка скважин. Основной и резервный фонды скважин.
- •21. Назначение гидродинамических методов исследования скважин.
- •22. Формула Дюпюи. Определение комплексных промысловых характеристик продуктивных пластов – гидропроводность, проводимость, пьезопроводность (физический смысл, единицы измерения).
14. Водонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки).
О сновная движущая сила – напор краевых или подошвенных вод. При данном режиме отбираемый объем нефти полностью компенсируется пластовой водой, поступающей в залежь из законтурной области.
Геологические условия проявления режима.
Режим проявляется в залежах, приуроченных к инфильтрационным водонапорным системам, когда для залежи характерна хорошая гидродинамическая связь между нефтяной честью и законтурной областью.
Небольшие размеры залежи (узкая водонефтяная зона).
Высокая проницаемость коллектора как для нефти, так и для воды; относительная однородность коллектора.
Незначительная вязкость нефти (<5 мПа∙с).
Д инамика показателей разработки.
Qн – суммарная добыча нефти, изменяется по стадиям, к концу IV стадии может быть извлечено 65-80% нефти от величины НИЗ Рпл – пластовое давление – для режима характерна связь между величиной отбора (Qн) и пластовым давлением Рпл. С увеличением добычи нефти пластовое давление уменьшается, при стабильной добыче не изменяется, при уменьшении Qн пластовое давление способно увеличиться.
Рнас – давление насыщения – давление, при котором весь газ находится в нефти в растворенном состоянии. При данном режиме пластовое давление много больше давления насыщения, и Рнас=const.
G – газовый фактор – количественное соотношение газовой и жидкой фазы, полученной в результате дегазации нефти (10-50…500 м3/м3). G=const.
Qж – добыча жидкости – сумма Qн + вода. На I стадии Qж полностью совпадает с Qн. Начиная со II стадии, когда в залежь поступают законтурные пластовые воды (начинается обводнение), величина Qж превышает Qн. На III стадии с уменьшением Qн добыча жидкости тоже уменьшается. На IV стадии Qж возрастает в связи с высокой обводненностью.
В – обводненность – начинает расти со II стадии в связи с подтягиванием контура нефтеносности. На II и III стадии продукция скважин характеризуется умеренным количеством воды. На IV стадии обводненность возрастает до максимальных величин.
Вывод: данный режим наиболее эффективный, на I и II стадиях разработки пластовой энергии в залежи достаточно для поддержания высокого уровня пластового давления. Начиная с III стадии в целях продления высокой добычи нефти необходимо применять систему ППД.
Упруговодонапорный режим в нефтяных залежах. Основная движущая сила – упругое расширение горных пород и жидкостей при снижении пластового давления. Эти силы в начальный период разработки являются основными. По мере увеличения отбора жидкости и снижения пластового давления в движение вовлекаются все более удаленные от залежи пластовые воды и их энергия (напор) становится преобладающей силой. Поскольку действие режима проявляется в продвижении пластовых вод, объем залежи постепенно уменьшается. Но в отличие от водонапорного режима, здесь не проявляется полная компенсация отобранной нефти пластовыми водами, следовательно пластовое давление уменьшается в течение всего периода разработки.
Геологические условия проявления режима.
1 .Режим проявляется в залежах, приуроченных к инфильтрационным системам, но залежь значительно удалена от области питания, следовательно, гидродинамическая связь залежи с законтурной областью ослабленная.
2.Залежь средних и больших размеров, пониженная проницаемость коллектора (особенно для воды), неоднородность коллектора.
3.Средняя вязкость нефти (5-25 мПа∙с).
4.Превышение пластового давления над давлением насыщения. Процесс вытеснения аналогичен водонапорному режиму, но вследствие более сложных геологических условий увеличивается доля невыработанных запасов.
Динамика показателей разработки.
Qн – суммарная добыча нефти – изменяется по стадиям.
Рпл уменьшается с течением всего времени разработки, интенсивность его падения определяется шириной водонефтяной зоны (чем она меньше, тем быстрее падает пластовое давление).
Рнас=const и всегда меньше пластового давления.
G – газовый фактор. G=const.
Qж изменяется в соответствии с Qн и В. Поскольку обводненность (В) начинает расти с конца I стадии, то Qж также появляется с конца I стадии.
В – растет с конца I стадии, достигая максимума в IV стадии. Доля отобранной воды в 1,5-2 раза превышает долю отобранной нефти.
КИН 50-60%.
Вывод: Режим менее эффективен, чем водонапорный, за исключением I стадии. На протяжении дальнейшего периода разработки необходимо искусственное ППД путем закачки в пласт воды.