Водонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).
Водонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график). - раздел Изобретательство, ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Основная Движущая Сила - Это Напор Краевых Или Подошвенных Вод. При Данном Ре...
Основная движущая сила - это напор краевых или подошвенных вод. При данном режиме отбираемый объем нефти полностью компенсируется продвижением в залежь законтурных вод. В процессе эксплуатации залежи в ее объеме происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.
Геологические условия проявления режи.иа
1. Высокое начальное пластовое давление.
2. Приуроченность залежей к инфильтрационным водонапорным системам с хорошей гидродинамической сообщаемостью между нефтяной частью, «контурной» областью и областью питания.
3. Небольшие размеры залежей, отсутствие тектонических нарушений, высокая' проницаемость коллектора в залежи и в законтурной области, относительная однородность коллекторов; малая вязкость нефти.
4. Большие размеры законтурной области, небольшая удаленность залежи от области питания.
5. Умеренный отбор жидкости (нефти +попутной воды) из пласта, соизмеримый со скоростью передвижения законтурных вод, что позволяет им полностью компенсировать отобранный из залежи объем полезного флюида.
Динамика показателей разработки
Пластовое давление - характерна тесная связь Рпл и величины отбора нефти (жидкости) из пласта (с увеличением добычи нефти пластовое давление снижается, при стабилизации добычи величина Рпл остается на постоянном уровне; при снижении уровня отбора пластовое давление увеличивается). Но эти колебания незначительны и при прекращении отбора жидкости из пласта величина Рпл восстанавливается до начального уровня (рис. I)
Рис. I. а) изменение объема залежи в процессе разработки; б) динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме.
1 - интервалы перфорации, 2- вода, 3- нефть, 4- направление движения воды и нефти: положение ВНК: ВНКнач - начальное, ВНКтек - текущее, ВНКк - конечное. Рпл - пластовое давление, Рнас - давление насыщения, Qh- добыча нефти, Qж - добыча жидкости, В% - обводненность продукции, kизв.н.(η) - коэффициент извлечения нефти.
Давление насыщения - Рнас - (давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ). При данном режиме эта величина не меняется на протяжении всего периода разработки. Рнас<<Рпл.
Промысловый газовый фактор - G (Количественное соотношение газообразной и жидкой фаз, полученное в результате дегазации. Отношение объема природного газа к объему дегазированной нефти) - на протяжении всего периода разработки остается постоянным, так как газ остается растворенным в нефти в течение всего периода разработки.
Добычанефти - Qh - изменяется по стадиям. Темп добычи 8-10% от НИЗ к концу 4 стадии из залежи может быть извлечено около 85-90% от извлекаемых запасов, т.е. данный природный режим очень эффективен.
Добыча жидкости - Qж - на I и 2 стадиях разработки кривые отбора жидкости и нефти практически совпадают, так как добыча нефти не сопровождается добычей попутной воды. На 3 стадии, величина Qж, как правило немного снижается в связи с уменьшением объема добычи нефти. На 4 стадии Qж увеличиваться за счет значительного обводнения добывающих скважин и продукции залежи в целом. А к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор) достигает 0,5 - 1.
Обводненность – В % - начинает расти со второй стадии, достигая максимальных значений на 3 и 4 стадиях, когда в связи с сокращением запасов нефти из залежи отбирается больше попутной воды.
КИН - отношение величины извлеченных запасов к количеству запасов, содержащихся в залежи называется коэффициентом извлечения нефти - kизв.н.(η)
КИН для данного режима может составлять 0,6-0,7. Режим наиболее эффективный из всех. Это обусловлено благоприятным сочетанием геологических факторов, формирующих данный режим, а также способностью пластовой минерализованной воды хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустотного пространства коллектора.
На 1, 2 стадиях разработки залежи, работающей на водонапорном режиме, пластовой энергии достаточно для поддержания высокого уровня добычи без применения системы ППД (закачки).
Примеры: залежи с терригенными коллекторами Грозненского района. Волгоградская, Саратовская области
Микронеоднородность и макронеоднородность Коэффициенты макронеоднородности расчлененности песчанистости распространения коллектора Общая... По классификации Н П Чаловского макронеоднородность это пространственное... А по вертикали по толщине пласта...
Нефтегазогеологическое районирование.
Нефтегазогеологическое районирование заключается в выделении в пределах осадочной оболочки Земли обособленных геологических тел различных геологических и генетических категорий для геологического,
Понятие о кондиционных значениях пористости и проницаемости.
Основной задачей геолога после бурения скважины, является выделение в разрезе пластов коллекторов имеющих промысловое значение. Только эти коллектора подлежат разработке, поскольку это рентабельно
Понятие о неоднородности. Необходимость изучения неоднородности.
Неоднородность продуктивных пластов – это изменчивость форм залегания и ФЕС коллектора в пределах одного горизонта или всего эксплуатационного объекта. Геологическая неоднородность пластов оказывае
Б) по простиранию (по площади)
Проявляется в изменчивости нефтенасыщенных толщин, наличию зон выклинивания коллекторов или его замещения.
Понятие о пластовом и забойном давлении.
Внутреннее давление, при котором нефть, газ и вода находятся в пустотном пространстве пород-коллекторов до начала разработки называется начальное пластовое давление.
Геологические условия проявления режима
1 .Отсутствие гидродинамической связи залежи с законтурной областью.
2.Значительное газосодержание нефти.
3.Низкая величина начального пластового давления, близкого к давлению нас
Понятие об эксплуатационном объекте и объекте разработки.
Эксплуатационный объект - это пласт или группа продуктивных пластов, которые объединяются в силу геологических и экономических условий для разбуривания и эксплуатации едино
Разработка многопластовых месторождений.
На многопластовых месторождениях до 40-х гг. каждый продуктивный пласт обычно служил объектом разработки — базисным или возвратным. При внедрении заводнения, позволяющего управлять процессом разра
Методы интенсификации добычи нефти.
Предпосылкой для проведения интенсификации добычи является неполное извлечение УВ из недр в процессе разработки месторождения.
Среди главных причин неполного извлечения можно назвать следу
Долгая подготовка
По поручению правительства РФ проект новой классификации с лета 2002 года готовила рабочая группа МПР, в которую вошли представители профильных институтов страны - ВНИГНИ, ВНИГРИ, РГУНГ им. И.М. Гу
Экономическая эффективность
В отечественную классификацию впервые вводится понятие экономической эффективности. Критериями выделения групп запасов являются промышленная значимость месторождения и величина чистого дисконтирова
Категории запасов и ресурсов
Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на следующие категории:
А (достоверные) — разрабатываемые запасы залежи или ее час
Месторождения и залежи
Принятый документ классифицирует также месторождения. Так, по величине извлекаемых запасов месторождения углеводородов подразделяются на:
уникальные (более 300 млн тонн нефти, 500 млрд м3
Методика подсчета запасов нефти.
Запасы нефти подсчитываются объемным методом по формуле:
Qб=S*h*Kп*Кн*Кy*ρн,
где Qб-балансовые запасы нефти, т;
S-площадь нефтеносности, м
Методы подсчета запасов свободного газа.
Запасы свободного газа подсчитываются объемным методом и по падению давления.
Объемный метод аналогичен предыдущему и вычисляется по формуле:
Vг =S*h*Kп*Кг*f(P*Y-
Подсчет запасов растворенного в нефти газа.
Подсчет запасов газа производится по величине запасов нефти в зависимости от режима работы залежи.
При водонапорном жестком режиме балансовые запасы газа рассчитываются по формуле:
Подсчет запасов газоконденсата.
Подсчет запасов газоконденсата в газоконденсатных залежах проводится после подсчета запасов газа. Начальные балансовые запасы конденсата рассчитываются по величине начальных балансовых запасов газа
Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Новости и инфо для студентов