1.3. Режимы работы газовых месторождений
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 – 50 % запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например для мелких газовых месторождений водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.
В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.
Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.
- 1. Системы и технология разработки нефтяных месторождений
- 1.1 Объект и система разработки
- 1. 2. Режимы работы нефтяных залежей
- 1.3. Режимы работы газовых месторождений
- 1.4. Технология и показатели разработки
- 1.5. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- 2.Классификация и характеристика систем разработки
- 2.1. Параметры, характеризующие систему разработки
- 2.2. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты
- 2.3. Системы разработки с воздействием на пласты.
- 2.3.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением).
- 2.3.2. Системы с внутриконтурным воздействием
- 2.3.2.1. Рядные системы разработки
- 2.3.2.2. Системы с площадным расположением скважин.
- 2.4. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
- 3. Моделирование процессов разработки
- 3.1.1. Модели пласта.
- 3.1.1.1. Модель однородного пласта.
- 3.1.1.2. Модель зонально-неоднородного пласта
- 3.1.1.3. Модель слоисто-неоднородного пласта
- 3.1.1.4. Модель зонально - неоднородноrо и слоисто-неоднородноrо пласта
- 3.1.1.5. Модель пласта с двойной пористостью
- 3.1.1.6. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью
- 3.1.1.7. Вероятностно-статистическая модель неоднородности пластов.
- 3.1.1.8. Модель пласта с модифицированными относительными проницаемостями.
- 3.2. Модели вытеснения нефти
- 3.2.1. Модель поршневого вытеснения.
- 3.2.2. Модель непоршневого вытеснения
- 3.3. Уравнение неразрывности
- 3.4. Уравнение энергии
- 4. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах
- 4.1. Проявление упругого режима
- 4.2. Разработка месторождений при режимахрастворенного газа и газонапорном
- 5. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения
- 5.1. Основные показатели разработки
- 5.2. Расчет показателей разработки слоистого пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой
- 5.3. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели непоршневого вытеснения нефти водой
- 5.4. Расчет пластового давления и дебитов скважин
- 5.5. Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения
- 6. Проектирование и регулирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.1. Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.2. Общие требования и рекомендации по составлению проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.3. Постоянно действующие геолого-технологические модели нефтяных и газонефтяных месторождений
- 6.4. Измерение, регистрация и анализ показателей разработки месторождения
- 6.5. Регулирование разработки нефтяных месторождений