Разработка нефтяных и газовых месторождений. Принципы разработки месторождений. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Проектирование разработки, процесс разработки носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются следующие:

1. проект пробной эксплуатации залежи, скважин.

2. технологические схемы опытно - промышленной разработки (для газа - эксплуатации).

3. технологические схемы разработки.

4. проекты разработки.

5. уточненные проекты разработки (до разработки).

6. анализ разработки.

Нефтяные и газовые месторождения вводятся в разработку на основе вышеперечисленных документов. Условия и порядок ввода месторождений в разработку определяются «Правилами разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений».

Первым проектным документом при разработке залежей УВ является проект пробной эксплуатации (ПЭ). Пробная эксплуатация проводится для получения исходных данных для составления технологической схемы опытно- промышленной разработки (для нефтяных залежей) и опытно-промышленной эксплуатации (для газовых залежей). Они составляются на 10-15 лет. В них обосновываются технологические и технико-экономические показатели разработки залежи.

После получения дополнительной информации о залежи и пласте, на базе пересчета запасов составляется проект разработки залежи.

В проекте обосновываются все показатели разработки залежи до конца жизни месторождения.

Когда фактические показатели разработки существенно откланяются от проектных, то составляется уточненный проект разработки.

На последней стадии разработки месторождения составляется проект до-разработки. Основная его цель: обоснование мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта.

Выделяются 4 стадии (см.рис 40), а при газовом режиме-3 стадии.

1. Освоение объекта (залежи) - характеризуется ростом добычи нефти, ростом числа скважин и заканчивается при достижении проектной добычи нефти.

2. Основная стадия - характеризуется высоким стабильным уровенем добычи нефти. К концу стадии отмечается рост обводненности продукции, при этом извлекается 40-60% извлекаемых запасов.

3. Резкое снижения добычи нефти - снижается количество добывающих скважин (по причине их обводнения), дебиты падают, увеличивается количество добываемой воды. В конце стадии добывается 80-90% извлекаемых запасов.

4. Завершающая стадия - характеризуется низкими дебитами скважин и высокой обводненности скважин и продукции в целом.

Рис. 40.

Геолого-промысловый контроль за процессом разработки залежей УВ

Цель контроля: необходимо получить достаточное количество информации для принятия решения о необходимости регулирования разработки.

Различают следующие методы контроля:

1. Гидродинамические методы - позволяют изучать продуктивность пластов и другие геолого-физические параметры с использованием глубинной аппаратуры.

2. Геофизические методы - позволяют контролировать положение контактов и характер текущей флюидонасыщенности пласта.

3. Физико-химические методы, позволяющие контролировать химический состав и физические свойства нефти, газа и воды.

В процессе контроля за разработкой получают исходную информацию для анализа разработки. Основная цель анализа - сопоставление проектных и фактических показателей разработки. Анализ разработки выполняют нефте-газодобывающие управления (НГДУ) и газопромысловые управления (ГПУ). Крупные и средние месторождения подвергаются анализу 1 раз в 5 лет с привлечением научно-исследовательских институтов (НИИ). При этом изучается изменение во времени следующих показателей:

Добыча нефти

Добыча жидкости

Добыча газа

Закачка воды и газа

Фонд скважин (различного назначения)

Пластовое давление

Положение контактов.

При проведении анализа разработки составляются следующие графические документы:

Карта разработки (карта суммарной добычи) - составляется на основе структурной карты, на которой показаны положения контуров нефтегазоносности, положения скважин различных категории. Для каждой скважины составляется круговая диаграмма суммарной (накопленной) добычи нефти, газа, воды.

Карта текущего состояния разработки (текущих отборов) - в виде круговых диаграмм показывается текущей дебит скважин на дату составления карты. В остальном она аналогична карте разработки.

График разработки - изменение во времени показателей разработки.

Графики эксплуатации - динамика основных показателей разработки отдельной скважины.

Карта изобар - контроль за изменением давления в пределах залежи.

Карта обводненности продукции - изучение обводнения залежи и перемещения ВНК, составляется в изолиниях процентного содержания воды в добываемой жидкости.

Карта газовых факторов - когда залежь работает на режиме растворенного газа или газонапорном режиме. Они позволяет контролировать процесс разработки. Увеличение газового фактора отмечается в зонах резкого снижения пластового давления.

При выявлении отклонений фактических показателей от проектных, осуществляется регулирование процесса разработки залежи.

С древнейших времен люди использовали нефть и газ там, где наблюдались их естественные выходы на поверхность земли. Такие выходы встречаются и сейчас. В нашей стране - на Кавказе, в Поволжье, Приуралье, на острове Сахалин. За рубежом - в Северной и Южной Америке, в Индонезии и на Ближнем Востоке.

Все поверхностные проявления нефти и газа приурочены к горным районам и межгорным впадинам. Это объясняется тем, что в результате сложных горообразовательных процессов нефтегазоносные пласты, залегавшие ранее на большой глубине, оказались близко к поверхности или даже на поверхности земли. Кроме того, в горных породах возникают многочисленные разрывы и трещины, уходящие на большую глубину. По ним выходят на поверхность нефть и природный газ.

Наиболее часто встречаются выходы природного газа - от едва заметных пузырьков до мощных фонтанов. На влажной почве и на поверхности воды небольшие газовые выходы фиксируются по появляющимся на них пузырькам. При фонтанных же выбросах, когда вместе с газом извергаются вода и горная порода, на поверхности остаются грязевые конусы высотой от нескольких до сотен метров. Представителями таких конусов на Апшеронском полуострове являются грязевые «вулканы» Тоурагай (высота 300 м) и Кянизадаг (490 м). Конусы из грязи, образовавшиеся при периодических выбросах газа, встречаются также на севере Ирана, в Мексике, Румынии, США и других странах.

Естественные выходы нефти на дневную поверхность происходят со дна различных водоемов, через трещины в породах, через пропитанные нефтью конусы (подобные грязевым) и в виде пород, пропитанных нефтью.

На реке Ухте со дна через небольшие промежутки времени наблюдается всплытие небольших капель нефти. Нефть постоянно выделяется со дна Каспийского моря недалеко от острова Жилого.

В Дагестане, Чечне, на Апшеронском и Таманском полуострове, а также во многих местах земного шара имеются многочисленные нефтяные источники. Такие поверхностные нефтепроявления характерны для горных регионов с сильно изрезанным рельефом, где балки и овраги врезаются в нефтеносные пласты, расположенные вблизи поверхности земли.

Иногда выходы нефти происходят через конические бугры с кратерами. Тело конуса состоит из загустевшей окисленной нефти и породы. Подобные конусы встречаются на Небит-Даге (Туркмения), в Мексике и других местах. На острове Тринидат высота нефтяных конусов достигает 20 м, а площадь «нефтяных озер» вокруг них - 50 га. Поверхность таких «озер» состоит из загустевшей и окисленной нефти. Поэтому даже в жаркую погоду человек не только не проваливается, но даже не оставляет следов на их поверхности.

Породы, пропитанные окисленной и затвердевшей нефтью, именуются «кирами». Они широко распространены на Кавказе, в Туркмении и Азербайджане. Встречаются они, хотя и реже, на равнинах: на Волге, например, имеются выходы известняков, пропитанных нефтью.

В течение длительного времени естественные выходы нефти и газа полностью удовлетворяли потребности человечества. Однако развитие хозяйственной деятельности человека требовало все больше источников энергии.

Стремясь увеличить количество потребляемой нефти, люди стали рыть колодцы в местах поверхностных нефтепроявлений, а затем бурить скважины.

Сначала их закладывали там, где нефть выходила на поверхность земли. Но количество таких мест ограничено. В конце прошлого века был разработан новый перспективный способ поиска. Бурение стали вести на прямой, соединяющей две скважины, уже дающие нефть.

В новых районах поиск месторождений нефти и газа велся практически вслепую, шарахаясь из стороны в сторону. Любопытные воспоминания о закладке скважины оставил английский геолог К. Крэг.

«Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие промыслами и сообща определили ту площадь, в пределах которой должна быть заложена скважина. Однако с обычной в таких случаях осторожностью никто не решался указать ту точку, где следовало начинать бурение. Тогда один из присутствующих, отличавшийся большой смелостью, сказал, указывая на кружившую над ними ворону: «Господа, если вам все равно, давайте начнем бурить там, где сядет ворона...» Предложение было принято. Скважина оказалась необыкновенно удачной. Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов дальше к востоку, то встретить нефть не было бы никакой надежды...» Понятно, что так не могло долго продолжаться, ведь бурение каждой скважины стоит сотни тысяч долларов. Поэтому остро встал вопрос о том, где бурить скважины, чтобы безошибочно находить нефть и газ.

Это потребовало объяснить происхождение нефти и газа, дан мощный толчок развитию геологии - науки о составе, строении и истории Земли, а также методов поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений.

Разработка нефтяных и газовых месторождений - интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных компьютерах.

Разработка нефтяных месторождений - это самостоятельная комплексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с учением о системах и технологиях разработки месторождений, планированием и реализацией основного принципа разработки, проектированием и регулированием разработки месторождений.

Наукой о разработке нефтяных месторождений называют осуществление научно-обоснованного извлечения из недр содержащих в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых. Принципиальным отличием разработки нефтяных месторождений от других наук является то, что инженер-разработчик не имеет непосредственного доступа к нефтяным пластам. Вся информация идет через пробуренные скважины.

Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это скопление углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализированным геологическим структурам. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно залегают в пластах или массивах пористых и проницаемых горных пород, имеющих различное распространение под землей и различные геолого-физические свойства.

Нефть, залегая в пористых пластах, подвержена гидростатическому давлению и напору контурных вод. Пласты испытывают горное давление – вес вышележащих горных пород. Над залежью нефти может залегать газовая шапка, оказывающая давление на залежь. Внутри залежи действуют силы упругости нефти, газа, воды и породы пласта.

Нефть, вода, газ, насыщающие пласты обладают разной плотностью и распределены в залежах в соответствии с проявлением гравитационных сил. Несмешивающиеся жидкости – нефть и вода, находясь в контакте в мелких порах и капиллярах, подвержены действию поверхностно-молекулярных сил, а на контакте с твердой породой - натяжению смачивания. Когда начинается эксплуатация пласта, природное равновесие этих сил нарушается в связи со снижением давления в залежи и начинается сложнейшее их проявление в результате чего начинается движение жидкостей в пласте. В зависимости от того, какие силы, вызывающие это движение преобладают, различают различные режимы работы нефтяных пластов.

1. 2. Режимы работы нефтяных залежей

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

Различают пять режимов 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 или замкнуто-упругий

При этом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения (сжатия) порового объема при снижении пластового давления. Суммарный объем жидкости. отбираемый из пласта за счет этих сил определяется упругой емкостью пород, насыщения этого объема жидкостью и величиной снижения пластового давления

Qж = (Рпл. нач – Ртек) Vп *

*= mп +ж где

* - упругая емкость

п- упругая емкость породы

ж- упругая емкость жидкости

m- пористость

Рпл нач и Р тек – начальное и текущее пластовое давление

Главное условие упругого режима - превышение пластового давления и забойного, над давлением насыщения, тогда нефть находится в однофазном состоянии.

Если залежь литологически или тектонически ограничена, запечатана, то проявляется замкнуто-упругий режим.

В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5- 10 %) по отношению к общему запасу, но он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах.

Для данного режима характерно значительное снижение пластового давления в начальный период отбора нефти и уменьшения дебитов нефти

Упруговодонапорный или водонапорный режим

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность или водоносная область обширна и пласт в ней высокопроницаем. то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным. Нефть из пласта вытесняется напором контурной или подошвенной воды. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды} и вторгшейся в залежь воды.

Режим характеризуется несущественным снижением Рпл и постоянным сокращением контура нефтеносности.

Искусственно водонапорный режим

На современном этапе развития нефтяной промышленности преобладающее значение имеет разработка нефтяных залежей при заводнении, т. е. с помощью закачки воды. При искусственном водонапорном режиме основным источником пластовой энергии является энергия закачиваемой в пласт воды. При этом отбор жидкости из пласта должен быть равен объему закачанной воды, тогда устанавливается жесткий водонапорный режим, который характеризуется коэффициентом компенсации отбора закачкой.

Ккомп =

Компенсация отбора закачкой это отношение объема закачиваемой в пласт воды к объему отобранной в пластовых условиях жидкости из пласта.

Если Ккомп > или = 1, то в залежи устанавливается жесткий водонапорный режим.

Ккомп < 1. то упругий водонапорный режим.

Компенсация отбора закачкой бывает текущая (в данный момент времени) и накопленная (с начала разработки).

Режим растворенного газа

При низкой продуктивности пласта, ухудшенной связи с водонапорной зоной, пластовое давление, в конечном счете, снижается до давления насыщения и ниже. В результате из нефти начинает выделяться газ, который расширяется при снижении давления и вытесняет нефть из пласта, т.е. приток нефти происходит за счет энергии расширения растворенного в нефти газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.

В большинстве случаев газ выделившись из нефти всплывает под действием сил гравитации образуя газовую шапку (вторичную) и развивается режим газовой шапки.

Эффект процесса вытеснения нефти за счет энергии газа незначителен, т.к. запас энергии газа истощается намного раньше, чем успевают отобрать нефть.

Разработка залежей при этом режиме сопровождается:

быстрым снижением Р пластового и снижением дебитов скважин;

контур нефтеносности остается неизменным.

Газонапорный режим

проявляется в нефтяных залежах с большой газовой шапкой. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью.

Нефть притекает к забою в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки при Р пл меньше Р насыщения. Разработка залежей сопровождается перемещением газонефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового фактора. Эффективность извлечения нефти из пласта изменяется в широких пределах в зависимости от коллекторских свойств пласта, наклона пласта, вязкости нефти и т.д. Жесткий газонапорный режим возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа.

Гравитационный режим

Гравитационный режим развивается при полном истощении всех видов энергии. Нефть из пласта под действием гравитации (силы тяжести) падает на забой скважины, после чего ее извлекают.

Выделяют такие его разновидности:

1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные;

2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

Гравитационный режим и режим растворенного газа редко бывают основной движущей силой, однако сопутствуя процессу извлечения нефти, могут увеличивать нефтеотдачу до 0,2.

Смешанные режимы

В заключении необходимо отметить, что нефтяная залежь редко работает на каком-то одном режиме в течении всего периода эксплуатации.

Режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды, газа называют смешанным. Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима работы. Конкретный режим можно установить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ

Природный резервуар - естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон).

Пластовый резервуар (Рисунок 1.1) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема пластового резервуара

1 - коллектор (песок); 2 - плохо проницаемые породы

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

Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами.

Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:

1. однородные массивные резервуары - сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (Рисунок 1.2а).

Рисунок 1.2а - Схема однородного массива

2. неоднородные массивные резервуары - толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. (Рисунок 1.2б)

Рисунок 1.2б - Схема неоднородного массива

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (Рисунок 1.3).В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

Рисунок 1.3 - Резервуар, литологически ограниченный со всех сторон практически непроницаемыми породами

Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий:

ü наличие проницаемых горных пород (коллекторов);

ü непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек);

ü а так же пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).

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

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам.

Типы ловушек (Рисунок 1.4):

Структурная (сводовая) - образованная в результате изгиба слоев;

Стратиграфическая - сформированная в результате эрозии пластов - коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Тектоническая - образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

Литологическая - образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

Рисунок 1.4 - Типы ловушек

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Типы: пластовая, массивная, литологически ограниченная, стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная (Рисунок 1.5а - д).

Рисунок 1.5а - Пластовый тип залежи

Рисунок 1.5г - Залежь тектонически экранированного типа

Рисунок 1.5д - Залежь массивного типа

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности или газоносности (Рисунок 1.6). Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазаносного пласта называют его толщиной.

Рисунок 1.6 - Схема залежи пластового типа

Части пласта: 1 - водяная, 2 - водонефтяная, 3 - нефтяная, 4 - газонефтяная, 5 - газовая; 6 - породы-коллекторы; Н - высота залежи; h г, h н - высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми .

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом:газовые , если оно содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90 % из метана, газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные). В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая - газовая, в нефтегазовых - газовая шапка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым, относятся так же залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой. Газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные : в первых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых газоконденсатная (Рисунок 1.7).

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза - конденсат.

Рисунок 1.7 - Классификация залежей по фазовым состояниям углеводородов

1.2 ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Книга «Основы разработки нефтяных и газовых месторождений», выдержавшая двадцать переизданий, создана на основе курсов лекций, прочитанных автором в учебном центре компании Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V. (SIPM).
В издании освещен широкий круг вопросов, связанных с разработкой нефтяных и газовых месторождений. Характерной особенностью книги является ее практическая направленность. Физические основы разработки месторождений представлены с помощью простых и удобных для практического применения математических методов. Помимо теоретических материалов, почти в каждой главе приведены задания для развития практических навыков специалистов нефтегазовой отрасли. Для специалистов ценным дополнением будет приведенная в книге методика пересчета численных коэффициентов в формулах при переходе от одной системы единиц измерения к другим системам.
Рекомендуется для широкого круга специалистов нефтегазовой отрасли, преподавателям и студентам ВУЗов.

РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ГАЗОВОГО РЕЖИМА.
Разработка газовых месторождений в условиях газового режима рассматривается в начале книги из-за относительной простоты предмета. Ниже будет показано, как определяется коэффициент извлечения газа и рассчитывается продолжительность периода разработки.

Простота предмета объясняется тем, что газ - одна из немногих субстанций, состояние которых, определяемое давлением, объемом и температурой (PVT), может быть описано простой зависимостью, включающей в себя эти три параметра. Еще одной такой субстанцией является насыщенный пар. А, например, для нефти, содержащей растворенный газ, такой зависимости не существует. Как показано в главе 2, параметры PVT, определяющие состояние таких смесей, нужно получать эмпирическим путем.

СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие
Выражение признательности В память о Лоренсе П. Дейке Номенклатура
1. Некоторые основные концепции, лежащие в основе разработки нефтяных и газовых месторождений
1.1. Введение
1.2. Подсчет начальных запасов углеводородов
1.3. Изменение давления в залежи по глубине
1.4. Нефтеотдача: коэффициент извлечения нефти
1.5. Разработка газовых месторождений в условиях газового режима
1.6. Применение уравнения состояния реального газа
1.7. Материальный баланс для газовой залежи: коэффициент извлечения газа
1.8. Фазовые состояния углеводородов Список литературы
2. Анализ PVT-свойств пластовых флюидов
2.1. Введение
2.2. Определение основных параметров
2.3. Отбор проб пластовых флюидов
2.4. Получение основных данных PVT в лаборатории и преобразование их для использования на месторождениях
2.5. Другой метод выражения результатов лабораторных исследований PVT
2.6. Полный комплекс исследований PVT Список литературы
3. Применение метода материального баланса при разработке нефтяных месторождений
3.1. Введение
3.2. Уравнение материального баланса для залежей нефти и газа в общем виде
3.3. Линейное уравнение материального баланса
3.4. Режимы работы залежи
3.5. Упругий режим, переходящий в режим растворенного газа
3.6. Газонапорный режим
3.7. Естественный водонапорный режим
3.8. Упруго-пластичный режим Список литературы
4. Закон Дарси и его применение
4.1. Введение
4.2. Закон Дарси. Потенциальная энергия флюидов
4.3. Присвоение знаков
4.4. Единицы измерения. Переход от одной системы единиц к другой
4.5. Потенциальная энергия реального газа
4.6. Приведенное давление
4.7. Установившаяся радиальная фильтрация. Интенсификация притока нефти в скважину
4.8. Двухфазный поток. Фазовая и относительная проницаемости
4.9. Методы повышения нефтеотдачи Список литературы
5. Основное дифференциальное уравнение радиальной фильтрации
5.1. Введение
5.2. Вывод основного дифференциального уравнения радиальной фильтрации
5.3. Начальные и граничные условия
5.4. Линеаризация основного дифференциального уравнения радиальной фильтрации флюидов с малой и постоянной сжимаемостью
Список литературы
6. Уравнения квазиустановившегося и установившегося притоков в скважину
6.1. Введение
6.2. Решение для квазиустановившегося потока
6.3. Решение для установившегося потока
6.4. Пример использования уравнений квазиустановившегося и установившегося притоков
6.5. Обобщенная форма уравнения квазиустановившегося притока
Список литературы
7. Решение уравнения пьезопроводности при постоянном дебите и использование его для исследования нефтяных скважин
7.1. Введение
7.2. Решение при постоянном дебите
7.3. Решение при постоянном дебите для условий неуста-новившейся и квазиустановившейся фильтрации
7.4. Безразмерные параметры 209
7.5. Принцип суперпозиции. Общая теория исследования скважин
7.6. Анализ результатов исследования скважин методом восстановления давления, предложенный Мэтьюзом, Бронсом и Хейзбреком
7.7. Практический анализ результатов исследования скважин методом восстановления давления_
7.8. Исследование методом многократного изменения режима работы скважины
7.9. Влияние несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия
7.10. Некоторые практические аспекты исследования скважин
7.11. Учет притока в скважину после ее остановки Список литературы
8. Поток реального газа. Исследование газовых скважин
8.1. Введение
8.2. Линеаризация и решение основного дифференциального уравнения радиальной фильтрации реального газа
8.3. Метод Рассела, Гудрича и др.
8.4. Метод Аль-Хусейни, Рейми и Кроуфорда
8.5. Сравнение метода, использующего квадрат давления, и метода, использующего псевдодавление
8.6. Отклонение потока от закона Дарси
8.7. Определение коэффициента f, учитывающего отклонение от закона Дарси
8.8. Решение при постоянном дебите для случая фильтрации реального газа
8.9. Общая теория исследования газовых скважин
8.10. Исследование газовых скважин методом многократного изменения режима
8.11. Исследование газовых скважин методом восстановления давления
8.12. Анализ результатов исследования методом восстановления давления на нефтяных залежах, работающих на режиме растворенного газа
8.13. Краткий обзор методов анализа результатов
исследования скважин
Список литературы
9. Приток воды в залежь
9.1. Введение
9.2. Теория неустановившегося притока воды Херста и ван Эвердингена
9.3. Применение теории притока воды из водоносной области Херста и ван Эвердингена для воспроизведения истории разработки
9.4. Приближенная теория Фетковича притока воды в залежь для случая ограниченной водоносной области
9.5. Прогнозирование объема притока_
9.6. Применение методов расчета притока воды к _циклическим паротепловым обработкам
Список литературы
10. Несмешивающееся вытеснение
10.1. Введение
10.2. Физические допущения и их следствия
10.3. Уравнение для расчета доли флюида в потоке
10.4. Теория одномерного вытеснения Бакли-Леверетта
10.5. Расчет добычи нефти
10.6. Вытеснение в условиях гравитационной сегрегации
10.7. Учет влияния переходной зоны конечной высоты в расчетах вытеснения
10.8. Вытеснение из слоисто-неоднородных пластов
10.9. Вытеснение при полном отсутствии вертикального равновесия
10.10. Численное моделирование несмешивающегося вытеснения при фильтрации несжимаемых жидкостей
Список литературы
УПРАЖНЕНИЯ
1.1. Градиент гидростатического давления газа в залежи
1.2. Материальный баланс газовой залежи
2.1. Отобранный объем, приведенный к пластовым условиям
2.2. Преобразование данных дифференциального разгазиро-вания в промысловые PVT-параметры Bo, Rs и Bg
3.1. Упругий режим (недонасыщенная нефть)
3.2. Режим растворенного газа (давление ниже давления насыщения)
3.3. Закачка воды начинается после уменьшения пластового давления ниже давления насыщения
3.4. Газонапорный режим
4.1. Переход от одной системы единиц к другой
6.1. Учет изменения проницаемости призабойной зоны
7.1. Логарифмическая аппроксимация функции Ei(x)
7.2. Исследование скважины методом однократного изменения режима
7.3. Безразмерные параметры
7.4. Переход от неустановившейся фильтрации к квази-установившейся фильтрации
7.5. Получение зависимостей для безразмерного давления
7.6. Анализ результатов исследования методом восстановления давления. Бесконечный пласт
7.7. Анализ результатов исследования методом восстановления давления. Ограниченный дренируемый объем
7.8. Анализ результатов исследования методом многократного изменения режима работы скважины
7.9.Методы анализа дополнительного притока в скважину после ее остановки
8.1. Анализ результатов исследования газовой скважины методом многократного изменения режима с допущением о существовании условий квазиустановившейся фильтрации
8.2. Анализ результатов исследования газовой скважины методом многократного изменения режима с допущением о существовании условий неустановившейся фильтрации
8.3. Анализ результатов исследования методом восстановления давления
9.1. Применение решения при постоянном давлении
9.2. Подгонка модели законтурной водоносной области с использованием теории неустановившегося притока Херста и ван Эвердингена
9.3. Расчет притока воды в залежь по методу Фетковича
10.1. Расчет доли воды в притоке
10.2. Прогнозирование добычи при заводнении
10.3. Вытеснение в условиях гравитационной сегрегации
10.4. Построение кривых усредненных относительных фазовых проницаемостей для слоисто-неоднородного пласта (условия гравитационной сегрегации)
Предметный указатель.

Понравилась статья? Поделитесь ей

Распечатать статью