- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается: напором краевых (контурных) вод, напором газовой шапки, энергией растворенного газа, энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода, силой тяжести, действующей на жидкость.
Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.
Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.
Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.
Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.
2.9.2 Режимы работы залежей
В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.
При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководо-напорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.
Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.
На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.
При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5 - 0,8.
При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится.
При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.
Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).
Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.
Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.
При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней.
На месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.
Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4...0,6.
При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15 - 0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.
Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.
Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.
Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.