Автор работы: Пользователь скрыл имя, 18 Ноября 2013 в 22:10, шпаргалка
Работа содержит ответы на вопросы для экзамена (зачета) по "Геологии"
На основании изложенного
Пластовая энергия расходуется на преодоление разного рода сил сопротивления, гравитационных, капиллярных сил при перемещении нефти и проявляется в процессе снижения давления, создания депрессии на пласт-коллектор ∆р (разности между пластовым рпл и забойным рз давлениями).
12. режимы работы пласта
Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать, контролировать и менять на другие режимы. Режим в большой степени зависит от количества и темпов отбора жидкости и газа, а также искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки.
При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает медленно, а дебит скважины длительное время остается постоянным.Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из них будет извлекаться вода. Но в пласте остается значительное количество не извлеченной нефти. Это связано с тем, что в пласте одновременно движется нефть и имеющая меньшую вязкость вода, которая неизбежно опережает нефть.
При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жидкости и породы со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вытесняться в скважину в зону наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением пластового давления в начальный период эксплуатации. При постоянном отборе жидкости падение в дальнейшем замедляется.
При газонапорном режиме (режиме газовой шапки) нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.
Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично проталкивает ее, частично увлекает за собой. Пластовое давление снижается очень быстро.
После полного истощения пластовой энергии единственной силой, заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти.
Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным (гравитация – сила тяжести).
Нефтяная залежь редко работает на каком либо одном режиме в течение всего периода эксплуатации. По мере изменения условий меняются и режимы работы пласта.
Для газоносных пластов основными источниками энергии являются напор краевых (подошвенных) вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа, т.е. режимы вытеснения. В зависимости от преобладающего действия того или иного источника пластовой энергии режим работы газовых залежей может быть водонапорный, упруго-газоводонапорный, газовый.
Водонапорный режим газоносных пластов встречается редко. Снижение пластового давления в залежи зависит от текущего отбора газа.
Упруго-газоводонапорный режим в газовых залежах встречается часто. Основной источник энергии – упругие силы воды, породы и расширяющегося газа. Снижение пластового давления вызывает расширение газа.
Газовый режим - отбор газа обеспечивается за счет давления, создаваемого расширяющимся газом (режим расширяющегося газа). Так как внешние источники для поддержания пластового давления отсутствуют, снижение пластового давления прямо пропорционально отбору газа.__
14.Система разработки
Система разработки – совокупность технологических мероприятий и инженерных решений, включающих выбор объектов и последовательность их разработки; схему размещения расчетного числа добывающих и нагнетательных скважин на площади, порядок и темп ввода их в эксплуатацию; поддержание режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.
Применяемые системы должны обеспечить
возможно полное конечное извлечение
из пластов углеводородов при
благоприятных экономических
С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются.
Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов).
Месторождения углеводородов чаще всего состоят из нескольких залежей, расположенных одна над другой.
Объект разработки – это искусственно выделенное геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов и для их извлечения из недр размещают определенную группу скважин. Основа выделения объектов – схожесть параметров пластов, объединенных в объект разработки.
В один эксплуатационный объект рекомендуется объединять пласты со сходными свойствами коллектора и режимами работы; с одинаковым фазовым состоянием углеводородов и близкими физико-химическими свойствами, единой технологией эксплуатации и составом скважинного оборудования.
Объекты разработки делят на основные (базисные) и возвратные.
Базисные объекты, как правило, самые крупные по размерам и запасам и наиболее изученные. Их эксплуатируют в первую очередь. Возвратные вводят в разработку после выработки запасов и ликвидации основных объектов. При необходимости для эффективной эксплуатации возвратных объектов сооружают дополнительные добывающие и нагнетательные скважины.
Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт.
По геометрии расположения выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин. Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной.
Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод).
Для систем с неравномерной расстановкой, скважины располагают рядами, параллельными перемещающимся контурам водоносности (при водонапорном режиме) или газоносности (при газонапорном режиме). Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта.
По порядку бурения скважин на залежи различают сгущающуюся и ползучую системы разработки. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение скважин начинают в какой либо части залежи с заданной степенью уплотнения и распространением в определенном направлении по всей площади
По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с воздействием на пласт.
Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.
Х а р а к т е р и с т и к и системы разработки:
- фонд скважин – общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных) скважин, предназначенных для разработки залежи.
Подразделяется на основной и резервный. Основной - число скважин для реализации проекта разработки. Резервные скважины планируют с целью вовлечения в разработку не выработанных при данной технологии отдельных участков залежи, а также для повышения эффективности воздействия на пласт.
Число скважин резервного фонда зависит от геологического строения пласта;
- удельный извлекаемый запас - отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;
- плотность сетки скважин на площади в гектарах, приходящихся на одну скважину.
-интенсивность системы заводнения - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.
- отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда, расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от контура до добывающих скважин, и др.
При этой разновидности заводнения вода нагнетается в законтурную водоносную часть продуктивного пласта (рис. 16). С целью приближения нагнетательных скважин к зоне отбора их следует располагать как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он достаточно эффективен при небольшой ширине залежей (до 5— 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2—3), высокой проницаемости коллектора (0,4—0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью
Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокой нефтеотдачи (до 60 % и иногда выше) при расположении добывающих скважин в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте могут быть сокращены количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.
Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение может быть применено как в сочетании с использованием энергии свободного газа, так и при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.
При этом виде заводнения на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин. В целом законтурное заводнение в настоящее время применяется ограниченно, поскольку залежи с указанной характеристикой встречаются нечасто.
При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 17). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.
Значительная ширина водонефтяных зон чаще свойственна залежам платформенного типа. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта может быть обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.
По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемой нефтеотдачи приконтурное заводнение приближается к законтурному.
Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т. е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.
Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при невысокой его проницаемости, повышенной вязкости нефти или ухудшении условий фильтрации у ВНК.
Различают осевое заводнение с расположением нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое – с расположением внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади.