- •2. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления.
- •Расчет показателей разработки нефтегазового месторождения методом материального баланса
- •8. Определение расположения газового контакта
- •10. Определение режима работы газовой залежи.
- •11. Коэффициенты извлечения нефти, вытеснения нефти, охвата залежи процессом вытеснения.
- •12. Разработка газоконденсатонефтяных месторождений.
- •13. Поддержание пластового давления: необходимость ппд, выбор системы ппд, обоснование объемов закачки рабочего агента.
- •14. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •19. Время начала заводнения залежей и уровень поддержания пластового давления.
- •15. Разработка нефтяных месторождений системой нагнетательных скважин
- •20. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение
- •17. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей.
- •24. Особенности разработки многопластовых газовых месторождений
- •25. Особенности разработки нефтяных залежей на завершающей стадии
- •26. Распределение температуры в газовых пластах и скважине
- •27. Геолого-физические и технологические факторы, и их влияние на эффективность заводнения нефтяных залежей.
- •28. Режимы работы газовых залежей
- •30. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •33. Расчёт показателей разработки залежи при заводнении методом эквивалентных сопротивлений.
- •36. Разработка многопластовых нефтяных месторождений.
- •34. Распределение давления в газовых пластах и скважине
- •1)Определение пластовых давлений
- •3) Определение забойного давления в работающей скважине
- •46. Исторические аспекты и эффективность существующих систем заводнения.
- •5. Отключение обводненных скважин. Прекращение заводнения.
- •16.Компонентоотдача месторождений природных газов и методы ее увеличения.
- •49. Методы определения типа залежи газового месторождения.
- •1) По составу углеводородов и относительной плотности
- •3) По фазовому состоянию пластовой смеси [4,5]
- •50. Опыт и проблемы разработки местор. С применением различных видов заводнения.
- •52. Современные проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и возможные пути их решения.
- •40. Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт (метод тепловых оторочек).
- •44. Подсчёт запасов газа. Виды запасов и методы их подсчёта.
11. Коэффициенты извлечения нефти, вытеснения нефти, охвата залежи процессом вытеснения.
Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %).
Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды
Коэффициент вытеснения определяется отношением объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительном воздействии вытесняющего газа на пласт.
Для оценки величины коэффициента вытеснения необходимо проведение лабораторных экспериментов по вытеснению на кернах (точнее, на составных образцах из кернов конкретного месторождения) при пластовых условиях со строгим контролем градиента давления в процессе вытеснения нефти водой. На величину коэффициента вытеснения влияют структура пористой среды, физические и физико-химические свойства пород и пластовых жидкостей, а также гидродинамические условия вытеснения нефти. Указанные факторы взаимосвязаны, и на их проявление существенное влияние оказывает скорость вытеснения.
Коэффициент охвата вытеснением kохв. выт представляет собой отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) Vохв.выт, участвующей в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) Vобщ:
kохв.выт=Vохв. выт/Vобщ.
При изучении степени охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения различают коэффициент охвата по мощности и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по мощности kохв.выт определяется в скважине как отношение нефтенасыщенной мощности, подвергающейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта.
Коэффициент охвата вытеснением по площади kохв.выт S определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он равен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.
12. Разработка газоконденсатонефтяных месторождений.
Рациональная разработка газоконденсатонефтяных месторождений состоит прежде всего в выборе и обосновании наиболее целесообразных, экономически выгодных методов, обеспечивающих высокие коэффициенты конденсатонефтеотдачи.
В зависимости от конкретных условий характеристики залежей, потребностей в газе, конденсате и нефти; уровня технической оснащенности и существующей технико-экономической политики возможны следующие варианты разработки газоконденсатнонефтяных месторождений
1. Газоконденсатная зона разрабатывается на режиме истощения, разработка нефтяной зоны отстает. При этом варианте темп падения пластового давления в газоконденсатной зоне существенно опережает темп падения давления в нефтяной оторочке, что приводит к перемещению нефти в сухие газоносные пески и тем самым — к определенным ее потерям. Чем больше проницаемость, тем больше потерь нефти в сухих песках. Преимущество — быстрое обеспечение газом.
2. Газоконденсатная и нефтяная зоны одновременно разрабатываются на истощение. Важным условием является недопущение образования градиентов давления от нефтяной зоны к газовой.
3. Газоконденсатная зона до извлечения основных запасов нефти находится в консервации и не эксплуатируется. В пласте создаются постоянные градиенты давления от газовой зоны к нефтяной, что приводит к вытеснению нефти жидким газом и сохранению нефтяной оторочки от преждевременного истощения. Эффективность этого метода разработки особенно значительна при подвижности водонефтяного контакта и больших размерах газовой шапки.
4. Предусматривается одновременная разработка нефтяной и газоконденсатной зоны залежи с нагнетанием воды в пласт. Имеется в виду нагнетание воды в зону газонефтяного контакта при линейном расположении нагнетательных скважин в газоконденсатной зоне, вдоль контакта газ — нефть. Этот метод рекомендуется при малоподвижном водонефтяном контакте. Одно из основных преимуществ метода заключается в том, что отставание разработки нефтяной зоны не приводит к потерям нефти, так как в пласте вдоль газонефтяного контакта создается водяная завеса— узкая оторочка воды, разделяющая нефтяную и газоконденсатную части залежи.