14. Зоны раздела фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.

Н а нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис. 26). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.

15. Методы определения КИН. Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущуюнефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачиη от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQв/V_пили η от ΣQ_вз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти,Q_вз-вода закаченная в пласт ). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения ΣQ_вз/Vnт в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.Текущаяобводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачиη равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η₁ на коэффициент η₂ охвата пласта процессом вытеснения. Коэффициентом вытеснения нефти водой η₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

16. Критерии выбора объектов для проведения ГРП. Влияющие параметры объединены в 3 группы:

-оценка горно-геологических условий;

-требования к характеристикам скважин и их тех. состоянию;

-оценка состояния разработки.

основные оценки состояния разработки

Геология – эффективная нефтенасыщенная толщина >3,5м

миним. толщина глинист. раздела >6м

может понадобится, плотность тек. запасов нефти >30 тыс. т

Скважина - техн. исправность (отсутствие слома или смятия колонны,

герметичность ствола, хорошее качество цементного кольца в интервале перфорации и на 20 м вверх и вниз от него);

угол отклонения скв. от вертикали при входе в пласт <10о

Состояние разработки – дебит по жидкости рассматриваемой скв. значительно ниже потенциального и по сравнению

с соседними скв.;

расстояние до линии нагнетания и ВНК >500м

тек. обводненность <50%

выработка запасов по элементу разработки <60%

тек. пластовое давление >0,85 нач.

17. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений. На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Существуют следующие методы регулирования разработки:

1. технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2. технологии, с изменением числа скважин.