- •Предисловие
- •Содержание
- •Объем, содержание и оформление самостоятельных работ
- •1.1. Понятие разработки нефтяных месторождений
- •1.2 Основные понятия и классификация месторождений нефти
- •Классификация месторождений по составу углеводородов
- •1.3 Объекты и система разработки нефтяных месторождений
- •1.4 Системы разработки газовых месторождений
- •Системы размещения скважин на площади газоносности
- •1.5 Источники пластовой энергии и режимы нефтяных и газовых месторождений
- •Режимы работы нефтяных залежей
- •Упругий режим
- •Водонапорный режим
- •Режим растворенного газа
- •Газонапорный режим
- •Гравитационный режим
- •Смешанные режимы
- •1.6 Технологические показатели разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
- •2.1 Виды заводнения нефтяных залежей Законтурное заводнение
- •Приконтурное заводнение
- •Внутриконтурное заводнение.
- •Площадное заводнение
- •Барьерное заводнение
- •2.2 Вопросы теории вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте
- •2.1 Уравнение материального баланса
- •Лекция 5. Вопросы теории вытеснения нефти из пласта оторочкой двуокиси углерода
- •Наименование и содержание практических занятий. Задания для самостоятельной работы студентов
- •1. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой
- •Варианты для самостоятельного решения
- •2. Уравнения разработки залежи
- •3. Расчет показателей разработки нефтяной залежи при упругом режиме
- •4. Расчет показателей разработки нефтяной залежи при вытеснении нефти двоукосью углерода
- •Варианты для самостоятельного решения к задаче 4.1
- •5. Расчет показателей разработки нефтяной залежи при вытеснении нефти растворами пав
- •Варианты для самостоятельного решения к задаче 5.1
- •6. Расчет показателей разработки месторождения при полимерном заводнении нефтяных пластов
- •Варианты для самостоятельного решения к задаче 6.2
- •7. Расчет показателей разработки нефтяной залежи при пароциклической обработке пзп
- •Задача 7.2 – Расчет длительности пропитки призабойной зоны пласта паром
- •Варианты для самостоятельного решения к задаче 7.4
- •8. Расчет основных показателей разработки нефтяной залежи методом создания внутрипластового движущегося очага горения
- •Рекомендуемая литература
- •Разработка нефтяных месторождений
Режимы работы нефтяных залежей
Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.
По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей: упругий; водонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный; смешанные. Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.
Упругий режим
Условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом . При этом забойное давление не ниже , нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в добывающей скважине возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы – энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи.
Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающим с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени; уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5 - 10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима – замкнуто-упругий режим.
Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность – упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.
Для замкнуто-упругого и упруговодонапорного режимов характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном давлении ). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды [1].