В№2 Системы разработки месторождений с применением ППД

Т.к. за счет естественной пластовой энергии невозможно обеспечить полноту отбора нефти и необходимую интенсивность разработки, широко применяют методы поддержания пластового давления – ППД. Темп разработки залежи зависит от многих факторов: размером и конфигурацией залежи, физическими свойствами пород и жидкости, числом и расстановкой скважин, давлением на контуре питания и забоях скважин и расстоянием от них до контура питания.

Законтурное заводнение – нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.

Можно осуществить внутриконтурное заводнение – разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.

Блоковое заводнение применяют преимущественно на крупных месторождениях, создают несколько рядов нагнетательных скважин разрезая залежь на блоки, в которых по несколько рядов добывающих скважин (до 4-5 рядов). Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое заводнение часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала разработки применяют в основном блоковое заводнение.

Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

А) Линейное – скважины вшахматном порядке

Б) Четырехточечное В) Пятиточечное

Г) Семиточечное

Д) Девятиточечная

Избирательное. М есторождение буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД

Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение месторождения и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. Нагнетательные скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Барьерное. На месторождениях с газовой шапкой нагнетательные скважины располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

В№3 Особенности разработки нефтегазовых залежей Особенности и специфика разработки нефтегазовых месторождений определяется условиями совместного залегания в пласте нефти, газа и воды, которые различаются физич.условиями. Процесс извлечения углеводородов может сопровождаться фазовыми переходами: газ выделяется из нефти, или растворяется в воде. В связи с этим возникает необходимость обобщения накопленного опыта разработки нефтегазовых месторождений, разработка новых методов гидродинамических расчетов, проектирования, контроля за разработкой с целью выбора рационального режима разработки таких месторождений. Существуют следующие методы разработки нефтегазовых месторождений: 1)Опережающая разработка нефтяной зоны. 2)Опережающая разработка газовой шапки. 3)Одновременная разработка нефтяной и газовой части пласта при любых соотношениях углеводородов. 4)Комбинированный метод – сначала нефтяную, а затем одновременная разработка нефтяной и газовой зон. За счет сложных режимов по отдельным нефтенасыщенным зонам (чистонефтяной, газонефтяной, водонефтяной) создаются различные условия для выработки запасов, которые в свою очередь могут зависеть от соотношения объемов угледовородов.Необходимо строго контролировать газовый фактор, положение контактов ГНК, ВНК т.к. возможно конусообразование (прорыв воды снизу или газа сверху к забоям добывающих скважин). Возможно также выпадение газоконденсата. Технологические принципы разработки нефтегазовых месторождений (как с краевой, так и с подошвенной водой) исходя из опыта эксплуатации и теоретических соображений, выглядят так: