- •1.Классификация запасов
- •2.Рациональное использование недр. Основные и попутные полезные ископаемые. Попутные полезные компоненты
- •3. Нефть. Основные физико-химические свойства пластовой нефти и их влияние на разработку залежи.
- •4..Классификация нефти по :
- •5.Вязкость пластовой нефти, ее зависимость от геологический условий и влияние на разработку залежи. Классификации нефти по вязкости
- •6.Газосодержание пластовой нефти , связь его с другими свойствами нефти.
- •7. Давление насыщения нефти газом и его учет при разработке залежей
- •8.Природный пластовый газ. Свойства пластового газа и связанные с ним особенности разработки газовых залежей.
- •9.Газогидраты. Условия их формирования.
- •10. Конденсат. Основные физические свойства конденсата. Классификация газа по содержанию конденсата.
- •11. Пластовые и чуждые воды. Классификация подземных вод. Основные физико-химические свойства пластовых вод.
- •12. Породы коллекторы и неколлекторы. Основные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.
- •14 Проницаемость коллекторов её виды и способы определения
- •16 Нефтегазоводонасыщенность.
- •17 Понятие о природных резервуарах и ловушках, их типы.
- •18.Понятия о залежах и есторождениях ув.Типы залежей.
- •19. Классификация зплежей по фазовому состоянию ув
- •20. Геометризация залежей нефти и газа. Решаемые задачи и применяемые методы.
- •22 Формы залежей углеводородов и геологические факторы её определяющие
- •23) Основные элементы залежи в статистическом состоянии.
- •25) Энергетическая характеристика залежей ув. Начальное пластовое давление залежей, его связь с типом водонапорных систем региона.
- •26) Пьезометрическая высота. Способ определения. Пьезометрическая поверхность.
- •27) Виды водонапорных систем и пластовое давление в ее пределах. Основные элементы водонапорных природных систем.
- •28) Инфильтрационные водонапорные системы.
- •29) Элизионные природные системы.
- •30) Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Природные источники пластовой энергии. Эффективность природных режимов залежей ув.
- •31 Вопрос
- •32 Вопрос.
- •33 Вопрос.
- •34 Вопрос.
- •35 Вопрос
- •40 Особенности стадий разработки залежей нефти на различных стадиях
35 Вопрос
Гравитационный режим
Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно.
Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.
Из определения этого режима следует, что если в затрубном пространстве такой скважины существует атмосферное давление, то такое давление установится на всей свободной поверхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет происходить только под действием разности уровней жидкостей в удаленной части пласта и непосредственно на стенде скважины. При избыточном давлении в затрубном пространстве скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происходить под воздействием разности уровней жидкости, так как это давление устанавливается на всей свободной поверхности.
Гравитационный режим может иметь решающее значение при шахтных методах добычи нефти. В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчивыми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается. Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.
36) Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.
1) упруго-газоводонапорный режим-режим, при к-ом основными силами, продвигающими Г к забою доб. скв-н, явл. упругие силы как пл. воды, породы, так и самого расширяющегося газа.
Хар-ны низк. прон-ть значительное фациальное замещение пласта, слабая гидродинам. связь между газ. и законтурной частями пласта, значительная удаленность обл. питания от залежи.
На первых этапах разр-ки в залежи устан-ся газ. режим, т.к. пл. давл. снижается незначительно, что не способствует проявлению упругих сил в залежи.
В рез-те снижения пл. давл. в залежи создаются усл-я для проявл-я упругих сил пласта и воды. При этом начинает медленно подниматься ГВК. Но напор, возникающий за счет проявления упругих сил, не сможет компенсировать снижение пласт.давл. в залежи. Снижение пласт. давл. при этом будет зависеть как от текущего, так и от суммарного отборов г. Т.о., первыми признаками проявл-я этого режима явл-ся; 1) подъем ГВК, 2) снижение пл. давл.
Коэф. газоотдачи при этом режиме от 0,7 до 0,85.
2) Газоводонапорный режим-режим, при к-ом основными источниками энергии, продвигающей газ к забоям доб. скв-н, являются активный напор пл. (краев. и подошв.) вод, а также расширение находящегося в залежи г.
В начальный период разр-ки в залежи вначале проявляется Г-ый режим. Продолжительность его зависит в основном от фильтрац. харак-к залежи и степени активности пл. воды. Первыми признаками проявления этого режима будут: 1) быстрый подъем ГВК; 2) медленное понижение пл. давл.
Сравнивая вел-ну удельных отборов Г на 0,1 МПа при Г-ом, газо-упруго-в-напорном и г/в-напорном режимах, можно отметить, что при описываемом режиме кривая давление-отбор харак-ся еще большей кривизной. Конечный коэф. г-отдачи достигает 0,9.
37) Qно = F hнн Кп Кнн pн Q
Запасы нефти определяются в стандартных условиях (р=0,1 МПа, t= 20С)
Плотность нефти определяется по глубинным пробам в результате диффиренциального разгазирования..
Q – пересчетный коэффицент, учитывающий усадку нефти
F hнн - объем коллекторов залежи
F hнн Кп - объем пустотного пространства коллекторов залежи
F hнн Кп Кнн – объем пустотного пространства коллекторов залежи, насыщенного нефтью
Qизвлн = Qно КИН
Qраствго = Qно Го
Qизвлг.раств =Qгораств КИН
38) Коэффициент извлечения нефти (КИН) является конечным критерием оценки качества проекта, объемов оставляемого в объекте продукта. Чем выше КИН, тем выше качество проекта.
Способы определения КИН:
1. Статический метод
2. Метод коэффицентов (основан на определении 2 основных коэффицентов – вытеснения и охвата.
КИН = Квыт Кохв
Квыт - отношение количества нефти, вытесненной при длительной промывки объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода к начальному содержанию нефти в этом объекте.
Кохв - отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом к общему объему пространства коллектора данного объекта, содержащего нефть
3. Расчетный метод ( адаптация модели к условиям разработки залежи)
4. Объемный метод
Qго = F hг Kоп Kг K t K р
K t = ( To + t cr)/ ( To + tm ) To = 293 K t = 20 C
39) Подсчет запасов газа по методу падения давления применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации.
Формула подсчета запасов по методу падения давления основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа на 1 кг/см2 падения давления во все периоды разработки газовой залежи. Таким образом, если на первую (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Q1 объемов газа и давление в залежи составляло p1, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q2 объемов газа и давление залежи оказалось равным p2 , то за период разработки от первой до второй даты на 1 кгс/см2 падения давления добыча газа составила в м3:
Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины рк будет добываться то же количество (в м3) газа на 1 кгс/см2 снижения давления, получим следующую формулу для подсчета запасов газа по методу падения давления с учетом поправок на отклонение от закона идеальных газов α1, α2 (соответственно для давлений p1 и р2):
где V - промышленный запас газа в м3.
Метод подсчета по падению давления не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, однако неучет мощности и вообще объемной характеристики пласта (при вычислении средневзвешенного пластового давления) приводит иногда к большим погрешностям, особенно если давление в скважинах значительно различается. Совершенно очевидно, что рассмотренный метод пригоден лишь для единой залежи газа