- •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
5.2 Стационарные и нестационарные режимы исследования скважин (индикаторная кривая и кривая восстановления давления).
Для изучения свойств пластов и продуктивности скважин применяют различные виды гидродинамических исследований, которые можно подразделить на две группы. К первой относится метод установившихся отборов, ко второй — методы наблюдения за изменением (восстановлением) забойного давления в остановленной скважине после ее эксплуатации с постоянным расходом нефти (газа) и гидропрослушивания пласта.
Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) скважин, гидропроводность пласта, пластовое давление, пьезопроводность пласта, а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями – проницаемость пласта и радиус скважины
Рассмотрим общие теоретические основы изучения свойств пластов по данным наблюдений за работой скважин.
Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся установившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Режим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются. После регистрации установившихся дебита и забойного давления скважину переводят на другой режим эксплуатации и, выждав время установления ее работы на новом режиме, определяют новые значения этих параметров.
Наблюдения проводят при 3—4 режимах работы скважин и обычно заканчивают регистрацией динамического пластового давления в зоне исследуемой скважины. Оно определяется как полностью восстановившееся забойное давление в остановленной скважине и соответствует текущему пластовому давлению в пласте между работающими скважинами.
Результаты исследований скважины на приток методом установившихся отборов изображают в виде индикаторной диаграммы, представляющей собой зависимость дебита скважины от депрессии пластового давления:
, (5.7)
Для газовых скважин индикаторную диаграмму, изображают в координатах объемный Q или массовый G дебит газа — разность квадратов пластового (контурного) и забойного давлений (Р2пл – Р2заб). Для нагнетательных скважин такая диаграмма представляет собой зависимость поглотительной способности скважины от перепада между забойным и пластовым давлениями (Рзаб - Рпл).
Если индикаторная диаграмма – прямая линия (рис.5.3, линии 1,1ʹ), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то как тангенс угла γ наклона линии определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины
, (5.8)
где: ;
k – проницаемость,
h – толщина пласта,
μ – вязкость жидкости,
RK, rс — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.
Рис.5.3. Типичные индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин
Если принять Rк равным половине расстояния между соседними скважинами, а rс равным радиусу rсд скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта
, (5.9)
При rс = rсд несовершенство скважины учитывается в ε. Если μ известно по результатам лабораторного исследования глубинных проб жидкости, h определено геофизическими или дебитометрическими методами, то найдем проницаемость
, (5.10)
Индикаторная диаграмма в случае притока вязкопластичной нефти показана на рис.5.3., а (линия 5). Коэффициент продуктивности определяется по формуле
, (5.11)
При искривлении индикаторной диаграммы надежность результатов обработки невысокая. Причинами искривления индикаторных диаграмм можно назвать в соответствии с линиями на рис.5.3, а: 2 при Рз ≥Рн нарушение закона Дарси (инерционные сопротивления), зависимость проницаемости (деформации трещин) от давления, или при Р3<Рн, также выделение газа из нефти (газированная нефть); 3 — нарушение линейного закона Дарси в случае превышения критической депрессии (при Рз ≥Рн), выделение газа из нефти (газированная нефть при Р3<Рн); 4 — подключение пропластков, переток между пластами, неустановившиеся процессы в пласте. Искривления индикаторных диаграмм нагнетательных скважин (см.рис.5.3., б) могут быть вызваны нарушением закона Дарси (линия 2') или деформацией трещин (линия 3'). Следует подчеркнуть, что названные причины во многих случаях проявляются совместно. В общем случае уравнение притока можно записать в виде степенной зависимости:
, (5.12)
где:n - показатель степени (для выпуклых к оси Q линий 1 > n≥ 0,5, для вогнутых п> 1, для прямых п= 1). Неизвестными могут являться К, п и Pпл, которые вычисляем из системы 3-х уравнений, составленных согласно уравнению (5.12) для любых 3-х точек индикаторной линии:
, (5.13)
При этом принимаем К = const, n = const, Pпл = const. Если Рпл известно, то для интервалов изменения Δр можно установить К(Δр).
Фильтрацию можно описать также двучленной формулой
, (5.14)
для графического определения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В которой индикаторную линию перестраиваем в прямую в координатах Δp/Q от Q. Тогда А и В находим соответственно как отрезок на оси ординат и угловой коэффициент прямой, причем .
В случае многопластового объекта эксплуатации по данным дебитометрических исследований индикаторные диаграммы удобнее строить в зависимости Q от Рзаб (рис.5.4.), причем его приводят для каждого пласта к одной плоскости сравнения (приведенное давление).
Рис.5.4. Индикаторные диаграммы скважины, вскрывающей три пласта и каждого пласта в отдельности, построенные по данным исследования при трех режимах
При таких координатах пластовое давление можно определить графически (см. рис. 5.4) или по формуле:
, (5.15)
где: K определяется по графику как тангенс угла .
Дебит скважины при Р3 = 0 называют потенциальным дебитом Qn (см. рис. 5.4).
Из рис. 5.4 следует, что при первом режиме (Рз1) из пластов I и III жидкость с расходом ΔQ1 перетекает в пласт II, так как РплII < P31. Приведенные пластовые давления в I и III пластах равны, что свидетельствует об их гидродинамической связи (принадлежности к одной залежи). По тангенсам углов λ можно определить коэффициенты продуктивности каждого пласта и объекта в целом.