Геологические основы разработки нефтяных месторождений

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ месторождений

1

2. Пластовые флюиды

Нефть
Природные газы
Газовый конденсат
Пластовая вода
Газогидраты
2

3. Нефть

Нефть – горючая, маслянистая
жидкость, преимущественно темного
цвета, представляет собой смесь
различных углеводородов. В нефти
содержится 82 87 % углерода(С),
11 14 % водорода (Н), а так же
кислород, азот, углекислый газ, сера, в
небольших количествах хлор, йод,
фосфор, мышьяк и т.п.
3

4. Природные газы

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ
вида СnН2n+2. Основным компонентом
является метан СН4.
Наряду с метаном в состав природных
газов входят более тяжелые углеводороды,
а также неуглеводородные компоненты:
азот N,
углекислый газ СО2,
сероводород H2S,
гелий Не,
аргон Аr.
4

5. Группы природных газов

Газ чисто газовых
месторождений,
представляющий собой сухой
газ, почти свободный от
Газы, добываемые из
тяжелых УВ.
газоконденсатных
месторождений – это смесь
сухого газа и жидкого
углеводородного конденсата.
Газы, добываемые вместе с
нефтью (растворенные газы).
5

6. Газовый конденсат

Газовым конденсатом называют
жидкую углеводородную фазу,
выделяющуюся из газа при снижении
давления. В пластовых условиях
конденсат обычно весь растворен в газе
6

7. Газогидраты

Газогидраты - представляют собой твердые
соединения, в которых молекулы газа при
определенных давлении и температуре
заполняют структурные пустоты
кристаллической решетки, образованной
молекулами воды с помощью водородной связи.
7

8. Пластовая вода

Пластовая вода - неизменный спутник нефти
и газа.
В состав вод нефтяных месторождений входят,
главным образом, хлориды, бикарбонаты и
карбонаты металлов натрия, кальция, калия и
магния. Иногда встречается сероводород и в виде
коллоидов окислы железа, алюминия и кремния.
Часто присутствует йод и бром.
В процессе разработки вода может внедряться в
нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по
нефтегазоносному пласту, или поступать в
скважины из других водоносных горизонтов.
8

9. Виды пластовых вод

162бис
111Р
162П
149Р
626 141Р123Р
121бис
635
146Р
152Р 139Р
143Р
241П
823
Виды пластовых вод
Воды нефтяных и газовых месторождений делятся на
собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные
в пласт).
ГЛУБИНА, м
(абс.отм.)
ЯРУС
ПЛАСТ
СВИТА
ОТДЕЛ
109Р
143Р
3828
1512
930
Н - 13,1
2203,7
2211,8
2217,8
Н - 2,1, В - 0,2
2221,8
810
контурные
(краевые)
ГНК-24 04,0м
н
800
810
820
ВНК-2249 м
а
830
м
840
Н - 0,12, В - 5,7
2254,3
И
о
я
860
а
н
к
е
ВНК-2268 м
Н - 0,32, В - 4,28
880
2261,8
ВНК-2265 м
2263,7
ГНК - 887 м
2268,3
889.7
2248,8
870
Н - 0,2, В - 5,5
880
Н
ВНК-2535м
2258,3
2262,3
2260,0
2251,7
850
Н - 0,9, В - 6,5
860
870
2240,8
В-6
830
840
890
2208,8
Н - 2,4
ВНК-2211 м
115Р
800
850
В
2195,7
2248,0
3, В - 1,08
А
125Б
820
Й
7
К СОБСТВЕННЫМ относятся остаточные и
пластовые напорные воды, залегающие в
нефтегазоносном пласте (горизонте). Они
подразделяются на контурные (краевые),
подошвенные и промежуточные.
114Б
Я
СИСТЕМА
0,3, В - 2,5
ГНК2423м
2426,6
890
Пл.н., В - 3,9
2265,8
Г-149.0
Н-10.1
с
910
910
920
920
930
930
940
940
950
950
с
р
898.5
900
895.8
Н-5.4
ВНК - 902 м
900
Н-3,4
2277,8
ВНК-2438м
ВНК-2282
м
2436,6
ВНКПл.н., В - 3,9
2435м
2283,8
Л
о
Р
О
Х
а л ь б
к
у
900.5
п т
П
960
Е
А
970
1-2
980
подошвенные
2450,8
Пленка нефти
В-7,2
960
970
980
промежуточные
9
ВНК-2221 м

10. Породы-коллектора

Коллекторами нефти и газа
называются горные породы,
которые способны вмещать нефть,
газ и отдавать их при перепаде
давления
порода-коллектор может быть насыщена
как нефтью или газом, так и водой
10

11. Коллекторские свойства

Пористость
Проницаемость
Гранулометрический состав
Нефтегазоводонасыщенность
Трещиноватость
11

12. Коллекторские свойства

Под пористостью горной породы
понимается наличие в ней пор (пустот).
Пористость определяет долю пустотного
пространства в общем объеме породы.
Поры – пространство между отдельными
зернами, слагающими горную породу.
Каверны – сравнительно крупные пустотные
пространства, образовавшиеся в результате
действия процессов выщелачивания.
Трещины – разрывы сплошности горных
пород, обусловленные в основном
тектонической деятельностью.
12

13. Коллекторские свойства

Проницаемостью называют свойство
горных пород пропускать сквозь себя
жидкости и газы при наличии
перепада давления
ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД ЗАВИСИТ ОТ
СЛЕДУЮЩИХ ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ
от размера поперечного сечения пор
от формы пор
от характера сообщения между порами
от трещиноватости породы
от минералогического состава пород
13

14. Коллекторские свойства

Гранулометрический состав
горной породы характеризует
количественное содержание в ней
частиц различной величины.
От гранулометрического состава зависят
коллекторские свойства пласта: пористость,
проницаемость, удельная поверхность
пористой среды.
14

15. Коллекторские свойства

Нефтегазоводонасыщенность это отношение объема нефти,
газа и воды, находящихся в
пустотном пространстве, к
объему пустотного пространства
(пустот).
Трещиноватость горных пород
(трещинная емкость)
обусловливается наличием в них
трещин, не заполненных твердым
веществом.
15

16. ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ

• Природные резервуары
• Ловушки
16

17. Природный резервуар

Природный резервуар естественное вместилище нефти,
газа и воды (внутри которого
может происходить циркуляция
подвижных веществ)
пластовый
линзовидный (литологически
ограниченный со всех сторон)
массивный
17

18. Пластовый и литологически ограниченный резервуары

Пластовый
резервуар
1 – коллектор (песок);
2 – плохо проницаемые породы
(глины)
литологически
ограниченные со
всех сторон
18

19. Массивный резервуар

Под массивным резервуаром
понимают мощные толщи пород,
состоящие из многих
проницаемых пластов, не
отделенных один от другого
плохо проницаемыми породами
19

20. Ловушки

Ловушка - часть природного
резервуара, в которой благодаря
различного рода структурным
дислокациям, стратиграфическому
или литологическому ограничению,
а так же тектоническому
экранированию создаются условия
для скопления нефти и газа.
20

21. Виды ловушек

Структурная
(сводовая)
1 - внешний
контур
газоносности;
2 - внешний
контур
нефтеносности
21

22. Стратиграфическая ловушка

Стратиграфическая
22

23. Тектоническая ловушка

Тектоническая
23

24. Литологическая ловушка

Литологическая
24

25. Залежь

Под залежью нефти и газов понимается
естественное скопление жидких и
газообразных углеводородов,
приуроченное к одному или нескольким
пластам-коллекторам с единой
гидродинамической системой
ПЛАСТОВАЯ
МАССИВНАЯ
ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ
СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ
25
ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭРАНИРОВАННАЯ

26. Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов

нефтяная
газовая
нефтегазовая
газоконденсатнонефтяная нефтегазоконденсатная
газонефтяная
26

27. Месторождение

Под месторождением нефти и газа
понимается совокупность залежей,
приуроченных к одной или нескольким
естественным ловушкам
месторождения
однопластовые
многопластовые
27

28.

Разрез Ай-Еганского месторождения
ЮВ1
277Р
315
316
509
517
441
332
614 334
333
520
519
521
536
351
616
352
510
418
326
615
1 блок
335Б
335
336
522
524 270Р
523
525
341
360
325
324
331
342
617 343
526
527
344
353
345
427 618
619
535
354
428 355
362 622
620 346
623
359
347
429
363
356
624
430357
701 364
537
625
538
702 365
358 275Р
539Б
366
539
367
540
541
371
271Р
542
372
703
380
274Р
543
626 373
381
374
902
544
606
627
382
607
390
383
375
632
376
391
384
633
376Б630377
392
385 386
611631 378
393
379
552
394
553
395
387 612
554
388
637
903
555
361621
2 блок
556
396
402
276Р
639
398
558
403
559
404
399
560
272Р
561
405
640
406
413
408
436 414
407
437
422 645 642 415 438Б
438 416
646
417
439
423
424 647
412
421
562
565
440
426
572
563
409
425
571
3 блок
638
397
557
573
574
4 блок
ЮВ1
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:
Условные обозначения:
278Р
Характер насыщения пласта:
Нагнетательная скважина
Нефть
Нефтяная скважина
Вода
Разведочная скважина
Не коллектор
Внешний контур нефтеносности
Внутренний контур нефтеносности
28

29. Разрез Ван-Еганского месторождения

ПЛАСТ
ГЛУБИНА, м
(абс.отм.)
ОТДЕЛ
ЯРУС
СВИТА
162бис
162П
626 141Р
149Р
635
152Р
146Р
143Р
823
169Р
148П
3490
127Р
147Р
121бис
165П
166Р
139Р
Я
СИСТЕМА
Разрез Ван-Еганского месторождения
1260
1280
1280
2350
2350
с
А
я
к
и
й
1260
2360
2370
2370
2380
2380
к
И
ж
н
В
и
Й
а
н
2360
2390
Н
а
с
2390
2399,6
О
н
Ж
а
л
2400
2400
ГНК-2404м
ГНК-24 04,0м
Г-40,3
2410
2410
И
в
о
Н-34
-
2415,6
2420
2420,4
ГНК2423м
и
с
БВ 16-17
Н
а
2423,6
В-0,4
Н-3,4
ВНК-2438м
2440
2436,6
2425,4
Н-4,2
2426,6
2430
г
Л
и
ВНК-2535м
2420
Н-0,162
ВНК2435м
Н-2,6
2430
2428,4
2428,6
ВНК-2435м
2437,5
ВНК-2442м
2440
БВ 18-19
М
Б
Е
е
р
е
р
2438,4
2450
2450
2450,8
Н-7,7
Пленка нефти
В-7,2
2460
2458,8
2460
2458,3
2470
БВ 20-21
2480
2480
2486,5
2490
2490,5
2500
2501,6
2506,5
Г-258,6
ГНК- 2510м
2510
Н-13,8
2510,6
Ю 11
ГНК 2516м
2520
2522,1
2521,7
ГНК-2525м
к
2526,5
с
2530
Г-151,3
2526,1
ВНК-2531м
ВНК 2531м.
ВНК-2535м
2533,8
Н+тех.вода=14,4
2535 ,3
Н+В=48
2520
2520,6
Н-3,1
2523,6
2528,6
2530
Н-7,3
2532,4
2532,5
Н-10,1
2536,5
2536,5
Н-0,23
2538,4
2540,4
2535,4
2540
ВНК-2541м
г
ВНК- 254 5М
2542,6
2540
ВНК 2545м
2550
Ю1
2
2551,3
2553.5
2556,5
В
2560
2551,6
2557,5
В-51,9
В-1,7
2560
2553,3
2560,5
л
Н-85,7
2561,5
Газ
(переток)
2569,5
2570
е
2543,4
В-6,4
2550
ю
2510
ГНК-2511м
2511,5
Н-32
Г-76,8
а
я
2513,3
а с
е
В
в
С
о
2490
Г+К-165,9
2500
а н
А
Й
К
Е
Р
Х
Н
И
й-О к с ф о р д с к и й
В О Л О Н Ж И Н С К И Й
+
К И М М Е Р И Д Ж С К И Й
Б А Ж Е Н О В С К А Я
+
Г Е О Р Г И Е В С К А Я
М
2470
К
2573,6
2570
2571,0
2576,4
2580
2576,5
Р
2584,1
ВНК-2590м
Н-67,2
2587,1
В-2,8
2589,6
2580
Н-1,3
В-24,6
2590
2587,4
я
2590
ВНК-2580м
2578,6
ЮВ 2
а
к
2610
2620
2620
2630
2630
2640
2640
ю
м
е
н
с
2600
2610
2650
Т
Ю
Н И Й
Д
С Р Е
А а л е н-Б а й о с-Б а т с к и й
2592,6
2600
2660
29
2650
2660

30.

СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ
РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
30

31. Система разработки

Системой разработки нефтяного
месторождения следует называть
совокупность взаимосвязанных инженерных
решений, определяющих объекты
разработки; последовательность и темп их
разбуривания и обустройства; наличие
воздействия на пласты с целью извлечения
из них нефти и газа; число, соотношение и
расположение нагнетательных и
добывающих скважин; число резервных
скважин, управление разработкой
месторождения, охрану недр и окружающей
среды.
31

32. Запасы нефти и газа

Запасами нефти, газа или конденсата
называется их количество,
содержащееся в породах-коллекторах в
пределах изучаемой части
геологического пространства.
ЗАПАСЫ
забалансовые
балансовые
(геологические)
извлекаемые
32

33. Запасы нефти и газа

По величине извлекаемых запасов нефти и
балансовых запасов газа нефтяные и
нефтегазовые месторождения подразделяются:
• уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или
более 500 млрд. куб. метров газа;
• крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или
от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;
• средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от
10 до 30 млрд. куб. метров газа;
• мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее
10 млрд. куб. метров газа.
33

34. Объект разработки

О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно
выделенное в пределах разрабатываемого месторождения
геологическое образование (пласт, массив, структура,
совокупность пластов), содержащее промышленные запасы
углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется
при помощи определенной группы скважин
Пласт
Геолого-физические
свойства
Извлекаемые запасы нефти,
млн.тонн
Толщина пласта, м
Проницаемость, 10-3 мкм2
Вязкость нефти,10-2 Па с
1
2
3
200
10
100
50
50
5
150
60
70
15
500
3
34

35. Индексы пластов

АВ1
номер пропластка
2
ПК1-2
1-2
БВ8
номер пласта
объединение пластов
объединение пропластков
35

36.

Режимы разработки нефтяных месторождений
Режимом работы залежи называется проявление
преобладающего вида пластовой энергии в процессе
разработки.
Основными источниками пластовой энергии служат:
энергия напора (положения) пластовой воды (контурной,
подошвенной);
энергия упругости (упругой деформации) жидкости (воды,
нефти) и породы;
энергия напора (положения) нефти.
энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки);
энергия расширения растворенного в нефти газа.
36

37. Режимы разработки нефтяных месторождений

Виды режимов:
водонапорный (естественный и
искусственный),
упругонапорный,
газонапорный (режим газовой шапки),
режим растворенного газа
гравитационный.
37

38. Водонапорный режим

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием
давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание
(пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод
Рпл
G
Рнас
В
II
стадия
0,
0,1
0,3
Основной период 5
разработки
qн
qж
IV
стадия
0,7
kизвл.н
Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл –
пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж –
жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый
фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти
38

39. Упругонапорный режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием
упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь
воды и скелета породы.
Рпл
Добыча нефти сопровождается более
интенсивным обводнением продукции, чем
при водонапорном режиме.
В
G
qн
Рнас
II
стадия
0,1 0,2 0,3 0,4
Основной период
разработки
qж
IV
стадия
0,5
0,7 kизвл.н
Динамика основных показателей разработки
давление: Рпл - пластовое, Рнас - насыщение; годовые
отборы: qк – нефти, qж – жидкость;
В - обводненность продукции; G - промысловый газовый
фактор; kизвл.-коэффициент извлечения нефти
39

40. Режим газовой шапки

Этот режим проявляется в таких геологических условиях,
при которых источником пластовой энергии является
упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке.
Рнас = Рпл.нач
G
2
Изменение объема залежи в процессе разработки
1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе
ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач- начальное,
ГНКтек- текущее, ГНКк- конечное;
0,1
0,2
0,3
Основной период
разработки
IV стадия
1
II стадия
ГНКнач.
ГНКтек.
ГНКк
ВНК
Рпл.тек
qн
0,4
kизвл.н
Динамика основных показателей разработки: давление: Рпл –
пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж –
жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый
газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти 40

41. Режим растворенного газа

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти
газа, переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого
объема газонефтяной смеси, и фильтрации этой смеси к забоям
скважин
Источником пластовой энергии при
этом режиме является
упругость газонефтяной смеси
G
Рнас
Динамика
основных
показателей
разработки:
давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые
отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность
продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.нкоэффициент извлечения нефти
Рнл
II стадия
qн
0,1
III
стадия
0,2
Основной период
разработки
IV
стадия
0,3
0,4 kизвл.н
41

42. Гравитационный режим

ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ - это режим, при котором нефть
перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести
самой нефти.
Этот вид энергии может действовать,
когда другими ее видами залежь не
обладает.
Его
проявлению
способствует
значительная высота залежи. Нефть в
пласте стекает в пониженные части
залежи.
1
2
3
ВНКнач
Дебит скважин в целом низок и
возрастает
с
понижением
гипсометрических отметок интервалов
вскрытия пласта.
42

43. Классификация систем разработки

Системы разработки
без поддержания
пластового
давления (без ППД)
с поддержанием
пластового
давления (с ППД)
Пластовое давление - это внутреннее давление, возникающее
в поровом пространстве пород и проявляющееся при вскрытии
водоносных, нефтеносных и газоносных пластов.
43

44.

Классификация систем разработки
С поддержанием пластового
давления (с ППД)
Приконтурное
Законтурное
заводнение
заводнение
Внутриконтурное
заводнение
Заводнение
нефтяных
месторождений
применяют с целью вытеснения нефти водой
из пластов и поддержания при этом
пластового давления на заданном уровне. Наиболее
часто применяемые виды заводнения:
внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и
площадных
схемах
расположения
скважин
и
законтурное.
Используют
также
очаговое
и
44
избирательное заводнение.

45. Системы разработки с воздействием на пласты

Системы с законтурным воздействием (заводнением)
1
Расположение скважин при законтурном
заводнении:
1 — нагнетательные скважины; 2 — добывающие скважины; 3 — нефтяной пласт;
4 — внешний контур нефтеносности;
5 — внутренний контур нефтеносности
3
1
2
4
5
45

46.

Системы разработки с воздействием на пласты
Системы с приконтурным воздействием (заводнением)
1
2
Рекомендуется
для
залежей
(эксплуатационных объектов) небольшой
ширины (4-5 км), с однородным строением,
высокими
фильтрационными
характеристиками
пласта,
когда
отсутствует
гидродинамическая
связь
между нефтяной и законтурной частями
залежи за счет образования различных
экранов.
4
3
1 — нагнетательные скважины; 2 — добывающие скважины;
3 — внешний контур нефтеносности;
4 — внутренний контур нефтеносности
46

47.

Системы разработки с воздействием на пласты
Системы с внутриконтурным воздействием
- Осевое (продольное) заводнение
- Центральное заводнение
- Системы разработки с разрезанием залежей на блоки
- Системы разработки с площадным заводнением
- Системы разработки с барьерным заводнением
- Системы с избирательным заводнением
- Системы с очаговым заводнением
47

48.

Системы разработки с воздействием на пласты
Осевое (продольное) заводнение
Рекомендуется для залежей
(эксплуатационных объектов)
шириной более 4-5 км,
фильтрационные характеристики
пласта обычно гораздо ниже, чем
при законтурном заводнении,
вязкость пластовой нефти может
колебаться в значительном
диапазоне, в пределах залежей
могут наблюдаться случаи, когда
коллекторские свойства
закономерно ухудшаются от
сводовых участков к периферийным
частям.
48

49.

Системы разработки с воздействием на пласты
Центральное заводнение
Рекомендуется для эксплуатационных
объектов, характеризующихся
закономерным ухудшением физиколитологических и фильтрационных
характеристик от сводовой к
периферийным частям залежей.
Размеры залежей обычно небольшие
от 1 до 3 км, форма их изометричная.
49

50.

Системы разработки с воздействием на пласты
Системы разработки с разрезанием залежей на блоки
Системы разработки с разрезанием залежей
(эксплуатационных объектов) нагнетательными
скважинами на отдельные блоки применяются в
том случае, когда ширина залежей более 4-5 км,
в пределах которых могут быть выявлены
участки с различной геологической
неоднородностью, физико-литологическими и
фильтрационными свойствами.
Кошильское месторождение
(северная часть)
50

51. Системы разработки с воздействием на пласты

Хохряковское месторождение
(пласт ЮВ1)
Пермяковское месторождение
(пласт ЮВ1)
51

52.

Системы разработки с воздействием на пласты
Системы разработки с площадным заводнением
б
а
в
г
Формы сеток скважин: а- пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в –
девятиточечная обращенная, г - ячеистая (с выделенными элементами) 52

53.

Системы разработки с воздействием на пласты
Система с барьерным заводнением, применяется
при разработке нефтегазовых залежей для
предотвращения прорыва газа из газовой части
пласта (газовой шапки)
Очаговое и избирательное заводнения
применяются для регулирования разработки
нефтяных месторождений с частичным
изменением ранее существовавшей системы.
Смешанные системы — комбинация описанных
систем разработки, иногда со специальным
расположением скважин, используются при
разработке крупных нефтяных месторождений и
месторождений со сложными геолого-физическими
свойствами.
53

54. Технология и показатели разработки

Технологией разработки
нефтяных месторождений
называется совокупность
способов, применяемых
для извлечения нефти из
недр.
q
Д о б ы ч а н е ф т и н — основной показатель, суммарный по всем добывающим
скважинам, пробуренным на объект, в единицу
времени, и среднесуточная добыча
,
нс
приходящаяся на одну скважину.
q
q
Накопленная добыча нефти
отражает количество нефти,
добытое по объекту за
определенный период времени
с начала разработки, т. е. с
момента пуска первой
добывающей скважины.
t
Qн t qн d
0
Добыча жидкости
ж — суммарная добыча
нефти и воды в единицу времени.
q
Добыча газа
г . Этот показатель
зависит от содержания газа в пластовой
нефти, подвижности его относительно
подвижности нефти в пласте, наличия
газовой шапки и системы разработки
месторождения.
54

55. Технология и показатели разработки

Текущая нефтеотдача
t
t
qн d
0
G
t z d 0
Обводненность продукции отношение дебита воды к
суммарному дебиту нефти и
воды.
B
qâ
q
â
qâ q í q æ
Конечная нефтеотдача
Qн tк
Qн t к z d
G
G
0
tк
Водонефтяной фактор — отношение
текущих значений добычи воды к нефти на
данный момент разработки месторождения,
измеряется в м 3 т.
55

56.

Основные характеристики поддержания
пластового давления закачкой воды
Коэффициент текущей компенсации
Q наг b в
mт
Q н b н Q в b 'в Q ут k
Коэффициент накопленной компенсации
t
mн
Q наг b в dt
0
Q
t
0
н
b н Q в b 'в Q ут k dt
Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент
нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее
объема при сжатии до пластового давления; Qн - объемная добыча нефти; bн - объемный коэффициент нефти,
учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления.
Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; bв' - объемный коэффициент
извлекаемой минерализованной воды; Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k 56
коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах
водоводов и по другим технологическим причинам.

57. Стадии процесса разработки

Тд
qв
qн
II
стадия
0,1
0,3
Основной период
разработки
qж
0,5
IV
стадия
0,7
kизвл.н
57

58. Категории скважин

По назначению - скважины подразделяются:
-поисковые бурящиеся для поисков новых залежей
нефти и газа
- разведочные бурящиеся для сбора
исходных данных для составления проекта разработки
залежи (месторождения)
- эксплуатационные
58

59. Категории скважин

Эксплуатационные скважины
— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
— резервный фонд скважин;
— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
— оценочные скважины;
— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
— скважины-дублеры.
59