Упруговодонапорный режим в газовых залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).
Упруговодонапорный режим в газовых залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график). - раздел Изобретательство, ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Основные Движущие Силы - Упругие Силы Газа И Напор Краевой Воды. При Данном Р...
Основные движущие силы - упругие силы газа и напор краевой воды. При данном режиме в процессе разработки отмечается подъем ГВК и сокращение объема залежи.
Геологические условия проявления режима:
1. Характерен для залежей, приуроченных к инфильтрационным и эллизионным водонапорным системам, в которых существует гидродинамическая сообщаемость между газовой частью и законтурной областью. При этом, чем активнее вода замещает отобранный газ, тем медленнее падает давление.
2. Высокая проницаемость коллекторов как для газа так и для воды.
В начальную стадию разработки наиболее активно проявляет себя газовый режим. По мере падения пластового давления (на 30% от начального и больше) возрастает роль водонапорного режима. Отбор газа на этой стадии разработки компенсируется продвижением в продуктивную часть воды. Масштабы внедрения пластовой воды в залежь характеризуется коэффициентом возмещения, который равен отношению объёма воды, внедрившейся в залежь за определённый период времени к объёму газа в пластовых условиях отобранному за этот же период.
Квозм=Vв/Vг <=1 чем выше коэффициент возмещения, тем больше влияние водонапорной составляющей режима.
Динамика показателей разработки
Рпл - в залежи снижается, но более медленно, чем в предыдущем режиме. Интенсивность падения Рпл зависит от активности законтурной зоны, проницаемости коллекторов, размеров газоводяной зоны, темпов добычи газа, темпов разработки соседних залежей и др.
Qг - изменяется по стадиям. КИ газа при данном режиме от 0,5 до 0.95 в зависимости от сложности геологического строения продуктивных пластов
Qж и В% - в связи с внедрением в залежь пластовой воды в процессе отбора газа, продукция скважин начинает обводняться еще на ранних стадиях разработки. Вода в залежь поступает по уже выработанным высокопроницаемым прослоям, вследствие неоднородности пластов. Поэтому добывающие скважины отключают от эксплуатации в достаточно большом количестве и для поддержания темпов добычи на протяжении всего периода эксплуатации ведут бурение дополнительных скважин.
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