Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Особенности разр-ки НГК залежей



Одна из основных проблем при разр-ке нефтегазовых залежей связана с трудностями извлечения нефти из нефтяной оторочки. Она про­истекает от так называемой проблемы конусообразования.

При реализации сис-мы вертикальных скв-н нефтяная ото­рочка вскрывается в интервале несколько метров выше ВНК и несколько метров ниже ГНК. При использовании горизонтальных скв-н ее ствол располагается на наибольшем отдалении от ГНК, в нескольких метрах от ВНК

 

 

Типы нефтяных оторочек:

а - краевая,

б - краевая с чисто нефтяной зоной,

в - подошвенная,

г - промежуточного типа,

д - краевая оторочка в литологически экранированной залежи,

е - краевая оторочка, смещенная потоком пластовой воды.

Отбор нефти из таких скв-н обусловливается пониженными давл-ями вблизи интервалов дренирования. Поэтому газ газовой (точнее, газоконденсатной) шапки и подошвенная (или краевая) во­да прорываются к интервалу дренирования. Формируются конуса га­за и воды, которые имеют тенденцию к постоянному соответственно опусканию и подъему. В рез-те продукция добыв-х скв-н загазовывается и обводняется в прогрессирующих масштабах. До­статочно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда даль­нейшая эксплуатация скв-ны становится нерентабельной. След­ствием этого явл-ся снижение отборов нефти из залежи и достижение низкого значения коэф-та нефтеотдачи. Поэтому ряд из рассматриваемых в дальнейшем изложении сис-м и технологий разр-ки нефтегазовых залежей в той или иной мере рассчитаны на подавл-е этих негативных явлений.

 

Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной (а) и горизонтальной (б ) скв-нами

В теории и практике разр-ки м-ний нефти и газа до недавнего времени наличие и скорость естественного фильтраци­онного потока пластовой воды и угол наклона продуктивных плас­тов были в разряде так называемых малых пар-ров. Во многих или некоторых случаях это было справедливо. Благодаря наличию естественного фильтрационного потока воды возможны не только смещенные в простр-ве залежи газа и нефти, но и существование залежей углеводородов на моноклиналях, без наличия антиклинальной ловушки.

Продуктивные пласты обычно хар-ризуются весьма малыми углами наклона. Естественно, что таким малым пар-ром, как угол наклона, часто пренебрегали. И правильно делали, рассматривая, напр-р, процессы вытеснения одного флюида дру­гим в слоистых, горизонтальных продуктивных комплексах.

Однако в случае нефтегазовых залежей этот малый пар-р становится принципиально значимым . Рассмотрим две совершенно одинаковые воображаемые антиклинальные ловушки, изображенные на рис. При этом левая ловушка заполнена только нефтью и здесь имеем водоплавающую нефтяную залежь. Правая ловушка явл-ся вместилищем нефтегазовой залежи. Обе ловушки предст-ют со­бой совокупность пропластков, разделенных друг от друга глинис-

Классификация МПГ

Наиболее полная классификация разработана Дурменьшъян “Г/к м-ния” 1979. По этой классификации Г/К залежи различаются по 11 признакам:

1.По типу залежи:

- Пластовые

- Массивные

- Линзовидные

2. Хар-р ловушки:

- Структурная

- стратиграфическая

- литологическая

3. Хар-р контакта (с водой)

- полностью контактирующие с краевой водой

- частично контактирующие с краевой водой и частично экранируемые непроницаемой поверхностью

- не имеющие контакта с краевой водой

4. Фазовое состояние.

- газовые залежи

- г/к залежи

I класс: однофазные УВ

II класс: 2-хфазные УВ

- газообразные УВ

- жидкие УВ

5. г/к залежи м/б приурочены к складчатым или к платформенным областям. Основное отличие ГКМ на платформах состоит в меньших углах падения продуктивных пластов, меньшей их высоте и, как следствие, более равномерном содержании конденсата по высоте залежи.

6. При наличии н оторочки в залежах платформенного типа, оторочка как правило подстилает залежь и сама явл-ся водоплавающей. Н. оторочки в складчатых областях окаймляют складчатую зону.

7. По глубине залегания:

сверхглубокие H>4570

глубокозалегающие 3000<H<4570

средней глуб. 2000<H<3000

мал.глуб. H<2000

По велечине нач пласт давл-я

Сверхвысокого P>50

Высокого 35<P<50

Среднего 20 – 35

Невысокого P<20

8. по степени продуктивности скв-н

-уникально высокие Q>1000 тыс м3/сут

-высокодебитные 500-1000

-повышенные 300-500

среднедебитные 100-300

малодебитные 25-100

низкодебитные <25

9. По кол-ву продуктивных горизонтов.

-однозалежные

-многозалежные

10. По содержанию конденсата

-уникально высокого содержания >500 г/м

-высокого 300-500

-повышенного 200-300

-среднего 100-200

-малого 25-100

-незначительного <25

11. По велечине промышл запасов

уникально большие > 500 млрд м3

крупные 100-500

средние 30-100

малые 5-30

меские <5

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.