- •0,3; 0,15; 0,02; 0,01 — Проницаемость по воде в мкм2
- •§ 4. Физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 5. Физико-химические свойства природных газов
- •1 Газоконденсатное.
- •§ 6. Свойства пластовой нефти и воды
- •Глава II
- •§ 1. Виды пластовой энергии.
- •§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти й газа в сквджины
- •§3 Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта
- •§ 4. Учет совершенства забоев скважин
- •3 Заказ № 3597 33
- •Глава III
- •§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов
- •§ 2. Исследование скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •2Л khTct
- •2NkhTct
- •2NkhTct ггпр
- •2NkhTct . У1п*п
- •§ 3. Исследование скважин газоконденсатных месторождении
- •§ 4. Использование кривых восстановления давления для изучения свойств и строения неоднородных коллекторов
- •§ 5. Гидропрослушивание пластов
- •§6. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин
- •§ 7 Нормы отбора нефти и газа из скважин
- •Глава IV
- •Глава VII
- •§ 1. Способы подъема нефти на поверхность
- •§ 2. Изменение давления по глубине скважин при различных способах эксплуатации
- •§3. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •§ 4. Зависимости для расчета подъемника
- •§ 5. Методы расчета промысловых подъемников
- •§ 6. Определение условии фонтанирования
- •§ 7. Выбор диаметра лифта
- •§ 8. Оборудование скважин
- •§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование
- •§ 10 Пуск газлифтных скважин
- •§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных скважин
- •§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин
- •§ 13. Внутрискважинный газлифт
- •§ 14 Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Глава VIII
- •§ 1. Устройство штанговой насосной установки
- •§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы
- •§ 3. Оборудование штанговых насосных установок
- •§ 4. Исследование скважин
- •§ 5. Эксплуатация штанговых насосных установок в осложненных условиях
- •§ 6. Проектирование установки
- •§ 7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •§ 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- •§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплуатации нефтяных скважин
- •§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой скважин
- •§ II. Выбор рационального способа эксплуатации скважин
- •Глава IX
- •§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин
- •Глава I
- •§ 1. Условия залегания в пластах нефти воды и газа
- •Глава I
- •§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород
- •Глава III
- •§ 1. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки
- •§ 2. Методика и последовательность комплексного проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений
- •§ 3. Проектирование процесса разработки нефтяного месторождения при «жестком» водонапорном режиме
- •§ 4. Разработка залежей нефти при упругом режиме
- •§ 5. Разработка залежей нефти при режиме растворенного газа и при вытеснении газированной нефти водой
- •1 Таблицы к. А. Царевича—см. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.
- •6 4 Н[.Шн(Рнас) Шн (Рккон) j
- •1. Дебит нефти (после расчета изменения дебита нефти по скважине во времени при известном значении с) из соотношения
- •2. Изменение давления в залежи рк во времени и срок ее разработки (для рККон) — по формуле (III.55).
- •3. Изменение забойного давления на скважинах во времени — по формуле (III.56) при известной зависимости pKi (t).
- •1. Нефтеотдача пластов увеличивается примерно на величину насыщенности пор пласта свободным газом, когда последний находится в неподвижном состоянии.
- •2. За счет увеличения перепада давления между забоями скважин и областью питания увеличиваются текущие дебиты нефти (при некотором снижении коэффициентов продуктивности скважин).
- •1*Н Рнас
- •§ 6. Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •1. По очередности и темпам выработка нефтяной части залежей, как правило, должна опережать выработку газовой их части.
- •2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.
- •3. Желательно применение мероприятий, способствующих интенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).
- •1. Продуктивный разрез расчленен непроницаемыми (плотными или глинистыми) прослоями чаще всего линзовидного характера.
- •2. Разрез можно свести к однородно анизотропному, в котором выделяются только слабо- и высокопроницаемые прослои линзовидного характера.
- •§ 8. Разработка залежей с вязкопластичной нефтью
- •§ 9. Разработка газовой залежи при газовом режиме
- •§ 10. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме
- •§ 11. Параметры «средней» скважины
- •§ 12. Разработка газоконденсатных месторождений
- •1. Запасы «жирного» газа находят по формуле
- •I плгр с t) Рст
- •§ 13. Экономическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений
Глава II
ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ. ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ И ГАЗА В СКВАЖИНЫ
§ 1. Виды пластовой энергии.
РЕЖИМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ
В зависимости от геологического строения месторождения и условий залегания нефти и газа фильтрация их к скважинам происходит под влиянием различных видов пластовой энергии. Это может быть энергия напора подошвенных и краевых вод, энергия сжатых газов газовой шапки, потенциальная энергия сжатых горных пород и пластовых жидкостей. В изолированных от окружающих пластов залежах нефть может притекать к скважинам под влиянием энергии растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в пласте. Он, расширяясь, устремляется в зоны пониженного давления (т. е. к забоям добывающих скважин), захватывая и вытесняя нефть из пласта. В энергетически истощенных пластах большой толщины нефть в скважины из пласта может стекать под влиянием своей силы тяжести (потенциальная энергия, обусловленная силой тяжести). В газовых залежах основными ее источниками являются энергия самого сжатого газа и энергия напора пластовых вод.
Пластовая энергия расходуется на преодолейие фильтрационных сопротивлений, возникающих под влиянием сил трения при движении жидкостей и газов в пористой среде, а также на преодоление капиллярных сил в случае течения смесей нефти, воды и газа. В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов разработки нефтяных месторождений: водонапорный и упруговодонапорный; газонапорный, растворенного газа и гравитационный. При проявлении нескольких видов пластовой энергии режим разработки становится смешанным.
В случае газовых месторождений обычно наблюдаются режимы расширяющегося газа или смешанные — газовые режимы совместно с водонапорным, если окружающие залежь пластовые воды активно продвигаются в пласт по мере снижения давления. Наиболее эффективны в условиях нефтяных месторождений водонапорные режимы разработки. В чистом виде водонапорный режим возникает при непрерывном питании пласта поверхностней (дождевыми) или нагнетаемыми в пласт водами. Упруговодонапорная его разновидность связана с пла-
стами, имеющими вокруг залежи обширные водоносные области с большим запасом упругоемкости пластовой системы. При этом нефть вытесняется водой, обладающей по сравнению с газом повышенной вязкостью и моющими свойствами. Коэффициент конечной ^ефтеотдачи (отношение суммарного количества извлеченной из залежи нефти к "первоначальным ее запасам) в случае водонапорных режимов разработки может достигать 0,7—0,8.
При газонапорном режиме, который возникает в нефтяных залежах с газовой шапкой, конечная нефтеотдача даже в благоприятных условиях ниже 0,6—0,7, так как газ обладает по-" ниженными по сравнению с водой вытесняющими свойствами. Вследствие незначительной вязкости газ быстро прорывается к забоям нефтяных скважин, что сопровождается снижением эффективности вытеснения нефти из пласта. При этом газовый фактор (объем газа, добываемого вместе с 1 м3 нефти) быстро возрастает. Этот процесс приводит к истощению энергии сжатого газа газовой шапки.
Низкая конечная нефтеотдача присуща залежам, разрабатываемым на режимах растворенного газа (0,15—0,3), которые возникают в изолированных от окружающих пластовых систем месторождениях. Во время отбора нефти из них пластовое давление снижается во всей залежи ниже давления насыщения нефти газом. Выделившийся свободный газ, вначале расширяясь, вытесняет нефть 'очень эффективно, пока он находится в порах в неподвижном состоянии. По мере дальнейшего увеличения насыщенности пор газом он быстро приобретает подвижность, устремляется в зоны пониженного давления по газонасыщенным путям, захватывая из пласта некоторое количество нефтил При этом эффективность вытеснения ее резко ухудшается, запасы растворенного газа быстро истощаются и значительные количества нефти остаются в пласте неизвлечен-ными. Поэтому на практике в залежах, природные условия в которых способствуют возникновению режима растворенного газа, искусственно создаются более эффективные режимы вытеснения (водо- или газонапорный) за счет заводнения залежи или путем нагнетания газа в повышенные части структуры. На режиме растворенного газа обычно разрабатываются лишь небольшие залежи или отдельные ее изолированные участки, в условиях которых экономически нецелесообразно бурение нагнетательных скважин и невыгодна организация процесса поддержания пластового давления (т. е. искусственного пополнения пластовой энергии).,
В большинстве нефтяных месторождений природные условия таковы, что естественные притоки воды в залежь извне недостаточны для поддержания пластового давления на необходимом уровне (свыше давления насыщения нефти газом) при установленных отборах нефти. Поэтому для предотвращения процесса выделения газа из нефти и засорения им продуктивных пластов на большинстве месторождений Советского Союза поддерживается наиболее эффективный водонапорный режим вытеснения путем искусственного заводнения пластов. Лишь небольшая часть залежей, имеющих очень хорошую связь с окружающими их водонапорными системами, разрабатывается при естественном водонапорном режиме.
Режим разработки залежи, которому способствуют природные условия, можно установить по данным геологического строения региона и залежи, по результатам совокупных наблюдений за характером эксплуатации скважин и изменением пластового давления, по данным анализа свойств горных пород и пластовых жидкостей. Например, если режим водонапорный, то газовый фактор скважины мало изменяется со временем, пластовое давление обычно существенно превышает давление насыщения нефти газом. При заданном забойном давлении дебит скважины может длительное время быть примерно одинаковым (если нет каких-либо причин ухудшения фильтрационных свойств пласта — выпадения солей, отложения смол и парафина, заиливания пор глинистыми частицами и т. д.). При режиме растворенного газа со временем быстро увеличивается газовый фактор. При упруговодонапорном режиме непрерывно снижается пластовое давление, если отбор жидкости из залежи поддерживается постоянным.
В газовых (изолированных) залежах при режиме расширяющегося газа пластовые воды практически не вторгаются в пределы продуктивной части пласта и объем газовой части залежи можно считать постоянным. Поэтому отбор газа сопровождается постоянным снижением пластового давления (пропорционально суммарному отбору газа). По снижению давления в зависимости от объема отобранного газа можно судить о его запасах в залежи. В случае смешанного газового и водонапорного режимов вступающая в пласт вода компенсирует частично или полностью"падение пластового давления во время отбора газа. Коэффициент конечной газоотдачн (отношение суммарного объема извлеченного из пласта газа к его начальным запасам) при газовом режиме достигает 95 %, а при водонапорном режиме находится в пределах 50—85 %„ так как часть газа остается защемленной в зоне наступления воды.