Гидрогеологические исследования скважин

На этапе поисков и разведки проводят исследование в разведочных скважинах, определяют давление в водяной части залежи, а также состав вод для корреляции.

В водяных скважинах изучается режим работы водяных пластов, которые лежат ближе к поверхности и их продуктивность, также изучается состав вод.

Изучается гидрогеологический разрез для эксплуатационного бурения. Проводят исследование в эксплуатационной скважине для подготовки жидкости для нагнетания в скважину.

Цель гидрогеологических промысловых исследований – определение негерметичности эксплуатационной колонны и установление заколонных перетоков.

 

3. Комплекс работ при изучении разрабатываемых месторождений:

1) Изучение новых площадей;

2) Переинтерпретация существующих данных;

3) Прочие.

Прочие – это комплекс промысловых исследований: потокометрия (дебитометрия), акустические исследования, термометрия, шаблонирование и т.д.

Также сюда входит комплекс работ по контролю разработки месторождения – мониторинг по соответствию проекту, по добывным параметрам по месторождению и по скважинам.

Также это своевременные ремонтные работы.

Гидрогеологич исслед скв

На этапе поисков и разведки – 1, исслед в развед скв,(опред давл в воденой части залежи и состав воды для корреляции)2, в водяных скв изучается режим работы водяных пластов (ближе к поверхности), продуктивность и состав воды для корреляции. 3, гидрогиологический разрез для эксплуатационного бурения. При разработке проводятся исслед как в развед так и в эксплуатационных скв для определения изменения давл, уточн режима работы пласта, определени газонасыщенности, движение контактов. Исследования состава воды в эксп скв изучается для подготовки воды для нагнетания в скв. Гидрогеологические промысловые исследования – определение не герметичности эксплуатацинной колонны и определения заколонных перетоков. На всех этапах работы с месторождением возможно проведение гидрогеологической корреляции.

9,3 Комплекс работ при изучении разрабатываемых месторождений

Работы делятся на – 1, изучение новых площадей, 2, переитерпритация существующих данных, 3, дебетометрия, акустические исследования, термометрия, шаблонирование, комплекс работ по контролю за разработкой месторождения, своевременное проведение ремонтов и мероприятий.

 

Билет №10.

1. При бурении скважин проводят:

- отбор керна в интервалах залегания продуктивных пластов в количестве, обеспечивающем достаточное освещение коллекторских свойств;

- геолого-технологические и геохимические исследования в процессе бурения (при необходимости);

- промыслово-геофизические исследования;

- опробование и испытание в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб пластовых флюидов;

- испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных (в законтурной части залежи) объектов с отбором глубинных и поверхностных проб нефти, газа и воды;

- специальные исследования скважин;

- пробную эксплуатацию продуктивных скважин.

Результаты опробований и испытаний коллекторов используются для определения пластовых и забойных давлений, коэффициентов продуктивности, гидропроводности и проницаемости коллекторов, дебитов нефти, газа, конденсата и воды на различных режимах работы скважины. При определении подсчетных параметров они применяются для нахождения количественных критериев (Кпр.гр, Кп.гр, άпс.гр, Δtгр, δгр и др.), разделяющих непроницаемые породы и коллекторы. В многофлюидных залежах результаты испытаний, полученные при геофизическом контроле, используются для определения положений контактов между пластовыми флюидами. Обоснование критериев определения по данным ГИС положений контактов между пластовыми флюидами, граничных значений пористости и геофизических характеристик, установленных для выделения коллекторов, производится по результатам опробований и испытаний пластов с однородными геофизическими характеристиками.

 

По каждой разведочной скважине должен быть проведен комплекс исследований, необходимый для подсчета запасов, а именно:

— детальное изучение керна для определения литологических особенностей, минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и покрышек продуктивного пласта через 0,1-0,25 м толщины пласта,

в интервалах отбора образцов на лабораторные исследования следует определять геофизические параметры для получения эталонных (петрофизических) зависимостей, являющихся основой интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

— рациональный комплекс геофизических исследований скважин, по данным которых осуществляется литологическое расчленение разреза, выделение продуктивных пластов, определение их толщин и глубины залегания, общей, эффективной, нефтенасыщенной и (или) газонасыщенной толщин продуктивных пластов в пределах нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газовой и газоводяной зон, определение положения и абсолютных отметок водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов, определение открытой пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности пород-коллекторов;

— комплекс газогидродинамических исследований для изучения фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов «работающих» частей продуктивных пластов, положения контактов газ-нефть-вода.

 

2. В отчете по подсчету запасов независимо от метода подсчета должны содержаться следующие графические материалы:

1) Обзорная карта района месторождения с указанием его местоположения, ближайших месторождений, нефтегазопромыслов, нефте- и газопроводов, железных и шоссейных дорог и населенных пунктов.

2) Структурная карта по данным геофизических исследований, структурного бурения или иных исследований, послужившая основой для постановки глубокого бурения. На этой карте должен быть нанесен весь фактический материал, положенный в основу ее построения: сейсмические профили, структурные, проектные и фактически пробуренные поисковые и разведочные скважины с указанием сроков начала и конца их бурения.

3) Сводный (нормальный) геолого-геофизический разрез месторождения в масштабе от 1 :500 до 1 :2000 со стратиграфическим расчленением, каротажной характеристикой, кратким описанием пород и характерной фауны, указанием электрических, сейсмических и других реперов и выделением нефтегазонасыщенных пластов (горизонтов).

4) Геологические разрезы (один продольный и как минимум один поперечный) по месторождению, отражающие стратиграфические единицы отложений, литологические особенности пород, положение тектонических нарушений, залежей нефти и газа, контактов нефть—вода, газ—нефть или газ—вода.

5) Схемы корреляции продуктивных пластов в масштабе 1 :200, составленные по данным каротажа и описания керна, с выделением проницаемых пород, нефте- и газонасыщенных интервалов, интервалов перфорации, положениями контактов нефть— вода, газ—нефть, газ—вода, их глубиной и абсолютными отметками.

6) Структурные карты по подошве коллекторов каждого продуктивного горизонта в масштабе подсчетного плана (представляются по пластовым залежам для обоснования положения внутренних контуров нефтегазоносности).

7) Схема опробования каждого пласта для обоснования положения контактов; на ней должны указываться глубина и абсолютные отметки интервалов залегания пластов-коллекторов и перфорации, результаты опробования и характеристика нефтегазонасыщенности по данным каротажа.

8) Карты изолиний суммарной эффективной и нефтегазонасыщенной (газонасыщенной) толщины пласта в масштабе подсчетных планов. При небольшом количестве скважин эти карты можно совместить на одном листе. На картах должны быть нанесены границы категорий запасов и исходные данные, использованные для построения этих карт.

9) Подсчетные планы по каждому пласту в масштабе 1:5000 - 1:50000, обеспечивающем необходимую точность замера площадей и зависящем от размеров месторождения и сложности его строения. Эти планы составляются на основе структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же хорошо прослеживающемуся ближайшему реперу, не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. Показываются внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным нанесением положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта.

По испытанным скважинам указываются глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора и интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессии, продолжительность работы скважин, дата появления и процент воды. При совместном опробовании двух и более пластов указываются их индексы.

10) Графики, характеризующие динамику добычи нефти и газа по отдельным залежам и месторождению в целом, а также изменения пластовых давлений и дебитов нефти, газа и воды за период разработки.

11) Индикаторные диаграммы и кривые восстановления давления по скважинам.

12) Графики корреляционной зависимости удельных коэффициентов продуктивности от проницаемости пластов, зависимости промыслово-геофизических показателей от пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности пластов.

13) Графики изменения свойств пластовой нефти и конденсата в зависимости от давления и температуры.

14) Карта разработки залежи и состояния пробуренных скважин.

15) Карта распространения и толщин многолетнемерзлых пород.

 

3. Единицы измерения давления нефти и газа:

- МПа — мегапаскаль или 106 Па (Паскалей), 1 Па = 1 Н/м2;

- мм.рт.ст. — миллиметр ртутного столба;

- мм.вд.ст. — миллиметр водяного столба;

- атм. — физическая атмосфера;

- ат. = 1 кгс/см2 - техническая атмосфера;

PSI (pounds per square inch) — фунт на квадратный дюйм (единица давления, используемая в США и Великобритании).

Билет

Подсчетный план представляет собой структурную карту по кровле продуктивного горизонта, составленную в зависимости от размеров месторождения в масштабе от 1 : 5000 до 1 : 50 ООО, на которой показывают условными знаками результаты опробования всех пробуренных скважин на дату подсчета. На плане отмечают скважины:

а)давшие безводную нефть или газ, у которых дробью показы-

вают начальный среднесуточный дебит нефти или газа, дату появле-

ния воды и ее процент (в числителе) и текущий среднесуточный дебит

и процент воды на дату подсчета (в знаменателе);

б)давшие нефть или газ с водой, у которых дробью указывают

начальный среднесуточный дебит нефти или газа и процент воды

в числителе, текущий среднесуточный дебит и процент воды на дату

подсчета в знаменателе;

в)давшие воду или газ;

г)давшие при испытании воду с пленками нефти;

д) встретившие притоки нефти или газа в процессе бурения;

е) показавшие благоприятные признаки газонефтеносности по ка-

ротажу, но не испытанные.

Для определения размера продуктивной площади необходимо тщательно проанализировать данные испытания скважин, сопоставив полученные результаты с интервалами прострела колонны, данными изучения кернов и материалами промыслово-геофизических исследований скважины (электро- и радиоактивный каротаж, боковое электрическое зондирование), технической характеристикой конструкции скважины и т. д.

Билет

1.2. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти (ТЭО КИН) выполняется:

 для разведанных месторождений – по результатам геологоразведочных работ и пробной эксплуатации;

 для разрабатываемых месторождений – по данным доразведки и результатам разработки месторождения.

 

12,3 пулучаем первичное пластовое давл. При опробовании опрел насколько успешно было бурение. Геологич часть каратажи прочее совпад с испытанием.

 

Билет

1)Карта изопахит (карта равной мощности пластг) характеризует изменчивость мощности по площади. Для построения ее предварительно составляют таблицу по скважинам с указанием мощности пласта. Полученные данные надписывают у скважин на плане их расположения, а затем согласно выбранному интервалу мощности проводят интерполяцию и строят карту изопахит по способу треугольников, которым пользуются при построении структурных карт. Для наглядности избранные интервалы мощности на карте покрывают краской одного цвета, но различной интенсивности (от более темной до более светлой в зависимости от величины мощности). Таким обра-зом, способ построения карты изопахит весьма прост. Однако большое значение имеет точная отбивка кровли и подошвы пласта для вычисления его мощности. Для этого используют данные отбора керна, электро- и радиоактивного каротажа, а также комплексных наблюдений.

На практике применяют следующие варианты карты изопахит.

1.Карта суммарной мощности пласта (от кровли до подошвы) с учетом всех прослоев (пористых и непроницаемых). Ее обычно строят для изучения условий осадконакопления, условий формирования структуры и т. д.

2.Карта эффективной мощности пласта, на которой показывают суммарную мощность лишь пористых прослоев для изучения коллек-торских свойств пласта.

При расслаивании пласта на отдельные изолированные про-пластки, выклинивающиеся в том или ином направлении, следует (для изучения пласта) составлять карты изопахит по отдельным пропласткам (особенно в том случае, когда они имеют более нли менее широкое развитие по площади) и затем совмещать эти карты в одну.

данном случае эффективной менным учетом к показывает разно, так как щенно исполь-ии различных .х вопросов и, в частности, при размещении эксплуатационных скважин и анализе их работы.

3. Карте, эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, на которой показывают лишь суммарную мощность пористых пластов, насыщенных нефтью. Такие карты полезно составлять при подсчете запасов нефти. Для их составления требуются данные электро-и радиоактивного каротажа, изучения керна и других геолого-промысловых исследований.

При построении карт эффективной нефтенасыщенной мощности необходимо иметь в виду, что в области полного нефтенасыщения пласта, ограниченной внутренним контуром нефтеносности, карта эффективной мощности в то же время является и картой эффективной нефтенасыщенной мощности, а в части площади, ограниченной внутренним и внешним контурами нефтеносности, лишь часть эффективной мощности является нефтенасыщенной.

Таким образом, формальная интерполяция между значениями эффективной нефтенасыщенной мощности, полученными внутри площади, ограниченной внутренним контуром нефтеносности, и значениями, полученными за пределами ее, приводит к ошибкам.

В связи с этим для построения карты эффективной пифтоннг.ыщон-ной мощности пласта (при наличии более или менее широкой подо-нефтяной зоны) следует вначале составить карту эффективной мощности пласта (изопахит суммарной мощности пористой части пласта), на нее нанести внешний и внутренний контуры нефтеносности и далее в пределах водо-нефтяной зоны провести изолинии эффективной неф-тенасыщенной мощности пласта. Эти изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами и внешним контуром нефтеносности с учетом данных скважин, пробуренных в пределах водо-иефтяной зоны. В итоге получают карту эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, которая в целом будет характеризовать нефтенасыщениость всего пласта.

Изобары

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пластовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — скважина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин практически не представляется возможным найти универсальные зависимости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно принять такое время выдержки глубинного манометра для каждой скважины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину

этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к скважине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построению структурных карт с той лишь разницей, что для них используют не приведенные глубины залегания пласта, а величины статических пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

1) наличие, как правило, исходных данных о давлениях на различные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

2) зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их к избранной условной поверхности;

3) отсутствие в пласте статиче-

ского равновесия и необходимость применения в связи с этим соответ-ствующих приемов интерполяции н особенно экстраполяции давлений.

 

3) Метод подсчета запасов газа по падению давления

Метод подсчета запасов газа по падению давления применчют длч пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяеися по велечине в процессе эксплуатации. Т.О. для водонапорного режима указаный метод непременим, хотя при неэффиктивном водонапорном режиме подсчет запасов газа по этому методу все же возможен.

Формула подсчета запасов по падению давления основана на предположении о постоянстве количества газа, извлекаемого в кубических метрах на 1 кПсм* падения давления, во все периоды разработки газовой залежи.

Таким образом, если на первую дату (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Q1 объемов газа и давление в залежи составляло рг, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q2 объемов газа и давление в залежи равно р2, т0 за период разработки от первой до второй даты на 1 кПсм* падения давления добыча газа составила

Q1-Q2/p1-p2

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины рк будет добываться то же количество кубических метров газа на 1 кПсм' снижения давления, получим следующую формулу для подсчета остаточных запасов газа на вторуюдату по методу падения давления с учетом поправок на отклонение от законов идеальных газов а, и а2 (соответственно для давлений Pi и ра)

 

Билет

Карты пористости и проницаемости

Карты пористости и проницаемости составляют при достаточном наличии исходных данных. Указанные данные надписывают у скважин на плане их расположения; затем путем интерполяции по способу треугольников проводят изолинии пористости или проницаемости согласно выбранному интервалу. Составление таких карт целесообразно лишь в том случае, когда данные о пористости или проницаемости имеются по большей части разреза продуктивного пласта, вскрытого скважиной, и по значительному числу скважин.

При недостаточном наличии исходных данных вместо составления карт изолиний пористости и проницаемости лучше показывать их распределение на картах расположения скважин условными знаками, отмечая локальную характеристику пористости или проница емости путем закрашивания участков расположения скважин, по которым имеются данные, краской одного цвета, по различной интенсивности, соответствующей выбранному значению интервала пористости или проницаемости.

Билет

2)Корреляция разрезов скважин заключается в выделении опорных пластов (и горизонтов) и определении глубин их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания аа изменением их мощности, литологического и фадиального составов в различных направлениях. Корреляция разрезов скважин позволяет более подробно изучить продуктивные горизонты нежели профили и структурные карты, которые построены непосредственно по данным разрезов скважии без их предварительной корреляции. При сложном геологическом строении месторождения, когда наблюдаются дизъюнктивные нарушения или трансгрессивные несогласия в залегании пород, правильное построение профилей и структурных карт без предварительной корреляции разрезов скважии практически невозможно.

Билет

17,1 схема опробования продуктивного пласта.

Спускается ИП. Есть ли промышленные притоки в пласте? Схема предчтавляет гидромеханическое испытание на притоке. Скв выводится на режим определённый. Определяются основные параметры и т.д. схема составл для – установления определённого режима для рентабильности и продования. (ИП-испытатель пластов).

Геологический разрез

Результаты геологических наблюдений при бурении скважины, а также данные интерпретации электрокаротажа, радиоактивного каротажа и комплексных исследований позволяют определить характер пройденных пород и составить разрез скважины.

Разрез скважины изображают графически, используя условные знаки для показа литологического состава пройденных пород. Помимо литологии, в нем на соответствующих глубинах должны быть указаны признаки нефти, газа и воды, обвалы, потери циркуляции и другие геологические данные. Из технических данных следует показать глубины спуска обсадных колонн, их диаметр, высоту подъема цемента и т. д.

 

 

Билет

18,1 экономич оценка ГРР.

На каждом этапе работ составл план по поиску, экспл и тд. Также вкл в подсчёт ед себестоимости УВ. Сначала поисковой этап, затеп поисково-оценочный этап. Оценка склад из соотнош перспектив и затрат.

Билет

19,2

подготовка скв к гидродинамич исслед.

1)с установивш отбором и 2)не с установивш отбором.

1)Производится очистка скв , запуск скв , выравнивание дебита

2) КВД остоновка скв и востановление давл.

 

19.2. Коэффициент сжимаемости газа Z:

 

Z = pV/RT, где p — давление газа, T — температура, V— молярный объём, R – универсальная газовая постоянная.

 

Данный параметр применяется непосредственно в расчѐтах объѐма и расхода газа. Данные вычисления можно также применять и в других видах исследований, где имеют значение взаимозависимости температуры, давления и объѐма газа. Показательный пример – расчѐты для газовых резервуаров.

 

19.3.

Формула притока нефти и газа: Q = η/(Pпл-Рзаб),

где Q – дебит скважины, т/сут, η – коэффициент продуктивности, т/сут*ат, Рпл и Рзаб – соответственно пластовое и забойное давление, кг/см2.

Билет

 

 

20.1.ОПЭ (опытно-промышленная эксплуатация) – это комплекс мер, связанных с первичным введением месторождения в разработку. Запускается сразу после окончания стадии основных разведочных работ. Длится от 3 до 5 лет. Далее следует фаза основной разработки.

 

20.2.Объемный коэффициент пластовой нефти - показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменения условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа.

Объемный коэффициент (b) – это отношение объема пластовой нефти (Vпл) к объему получаемой из нее сепарированной нефти при стандартных условиях (Vст): b = Vпл/Vст. Величина, обратная объемному коэф. пластовой нефти, представляет собой пересчетный коэф. - 1/b, служащий для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти при стандартных условиях.

 

20.3.Виды каротажа:

1) ГК (гамма-каротаж) – используется для разделения глин и углей с высоким радиоактивным фоном от песчаников и карбонатов;

2) ПС (самопроизвольная поляризация) – позволяет отделить песчаники от глин. Используется вместе с ГК;

3) БК и МБК (боковой и микробоковой каротаж) – определяют сопротивление породы и флюида;

4) НГК (нейтронный гамма-каротаж) – позволяет отделить водонасыщенную часть от нефтенасыщенной;

5) Акустический каротаж – позволяет определить пористость.

 

Билет

 

21.1.Структурные карты, необходимые для подсчета запасов УВ:

1. Структурная карта по кровле пласта;
2. Структурная карта по подошве пласта;
3. Структурная карта эффективной мощности пласта;
4. Структурная карта мощности пласта;
5. Структурные карты пористости и проницаемости пласта;
6. Подсчетный план.

 

21.2.В настоящее время при производстве работ по подсчету запа­сов и оценке ресурсов следует применять ряд методов, так как лишь при комплексном сравнительном подсчете различными методами можно получить критерий для выбора наиболее достоверной цифры запасов.

В соответствии с этим существуют следующие методы. Для подсчета запасов газа:

· объемный метод по падению давления для свободного газа в чисто газоносных пластах;

· подсчет по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти для попутного газа.

Для подсчета запасов нефти:

· объемный

· статистический

· материального баланса.

Методы математической статистики позволяют получить необходимую точность выводимых кривых падения дебита. Построение различного рода кривых основывается на изучении статистического материала о добыче за прошедшее время. При изучении этих сведений стремятся выделить влияние тех или иных факторов на дебит. Выявленными закономерностями руководствуются при построении кривых эксплуатации и их экстраполяции на будущее для определения возможной добычи и расчета запасов нефти. В настоящее время статистический метод применяется лишь для старых месторождений, находящихся в поздней стадии эксплуатации.

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. При применении данного метода следует на дату подсчета строить карту изобар, по которой более точно можно подсчитать среднее арифметически взвешенное по площади пластовое давление. Это среднее пластовое давление и является исходным для определения всех параметров, зависящих от пластового давления.

Объемный метод подсчета запасов нефти получил широкое распространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разработки. Рассмотрим данный метод поподробнее.

Объемный метод основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

 

Q =F*h*m*β*k_н*ρ*θ,

где Q – извлекаемый запас нефти, т;

F –площадь нефтеносности, м²;

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

β – коэффициент насыщения пласта нефтью (коэффициент нефтенасыщения)

k_н – коэффициент нефтеотдачи;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; θ=1/b ( b – объемный коэффициент пластовой нефти.

 

 

21.3.По содержанию парафина различают:

1) Беспарафинистые нефти с содержанием парафина не более 1%;

2) Слабопарафинистые с содержанием параф. 1-2%;

3) Парафинистые с содержанием параф. Более 2%.

По содержанию серы различают нефти:

1) Малосернистые – серы не более 0,5%

2) Сернистые – серы более 0,5%.

По содержанию смол различают нефти:

1) Малосмолистые – смол менее 8%;

2) Смолистые – смол 8-28%;

3) Сильно смолистые – смол более 28%.

 

 

Билет

 

 

22.1.Основные параметры нефти в стандартных условиях.

 

1. Пло́тность не́фти изменяется в пределах 730—1040 кг/м³. На практике для её измерения чаще используют единицы измерения грамм на кубический сантиметр (г/см³) и соответственно плотность нефти колеблется в пределах 0,730—1,040 г/см³. Наиболее распространенные величины плотности нефти — 0,82-0,90 г/см³.

По плотности выделяются несколько классов нефти:

очень лёгкая — до 0,80 г/см³;

лёгкая — 0,80-0,84 г/см³;

средняя — 0,84-0,88 г/см³;

тяжёлая — 0,88-0,92 г/см³;

очень тяжёлая — более 0,92 г/см³.

2. Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470).

3. Вязкость, или внутреннее трение – свойство жидкости оказывать при движении сопротивление передвижению ее частиц относительно друг друга.

Вязкость нефти изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше).

4.Температура застывания - это температура, при которой нефть или нефтепродукт в стандартных условиях теряют подвижность. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние — с повышением их содержания температура застывания понижается. Она изменяется от —62º до +35°С.

5.Температура кипения углеводорода зависит от его строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. У нафтеновых и ароматических углеводородов (у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца)) температура кипения выше, чем у метановых, при одинаковом количестве атомов углерода. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур — от 30 до 600 °С.

 

22.2.Какие залежи бывают в зависимости от фазового состояния?

 

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;

- газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая—газовая (газовая шапка); в нефтегазовых—газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;

- газовые, содержащие только газ;

-газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых - газо-конденсатная.

 

22.3.По степени сложности геологического строения, условиям залегания залежи делятся на:

1. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

- Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

- Пластовые тектонически экранированные залежи - образуются в пластах, нарушенных разломами.

- Пластовые литологически экранированные залежи - образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

- Пластовые стратиграфически экранированные залежи - образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

2.Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

- Массивные сводовые (антиклинальные).

- Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

- Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

3. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д.

Билет

23.1.Что является основой для постановки эксплуатационного бурения?

Выбор места расположения эксплуатационной скважины зависит от:

1. Выбранной схемы размещения скважин;

2. ФЕС пласта-коллектора;

3. Предварительных сейсмических данных.

 

23.2.При разведочном бурении из перспективных на нефть и газ нефтегазонасыщенных отложений проводится отбор керна в количестве, обеспечивающем изучение литологических особенностей и физических свойств коллекторов и непроницаемых разделов по площади и разрезу и позволяющем надежно интерпретировать материалы геофизических исследований скважин.

Объемы и интервалы отбора керна определяются назначением скважин и решаемыми задачами. В опорных скважинах производится сплошной отбор керна, в параметрических - он проектируется в объеме до 20 % от глубины скважины, в поисковых - обычно 10-12 %.

 

23.3.Отчет по запасам:

1. Геологическая часть описания разреза

2. Исходные данные:

1) результаты исследования глубинных и поверхностных проб нефти

2) результаты исследования отобранного керна

3) результаты интерпретации скважинных каротажей

4) результаты анализа опробования скважины

5) данные интерпретации сейсморазведки

6) данные интерпретации прочих геофизических исследований

7) информация с бурения опорных скважин близлежащих месторождении.

3. Обоснование подсчетных параметров, подготовка данных для подсчета запасов.

4. Подсчет запасов, составляется подсчетный план.

После отбора данных государственная комиссия по запасам перепроверяет их. Результаты внешнего аудита должны совпасть с результатами подсчета запасов.

Билет

24.1.Существует 2 типа разгазирования – одностадийное и дифференциальное.

Отдельным случаем разгазирования является сепарирование.

Разгазирование нефти одностадийное, или контактное – процесс разгазирования пластовой нефти в пласте или в лабораторных условиях, при котором выделившийся из нефти при снижении давления газ до конца разгазирования остается в контакте с жидкостью, что создает условия для уменьшения парциального давления тяжелых углеводородов, облегчения процесса их испарения и более полной дегазации нефти.

Разгазирование нефти дифференциальное – процесс разгазирования в лабораторных условиях, при котором количество выделившегося из нефти газа измеряется порциями по мере снижения давления в смеси и отвода выделившегося газа.

 

24.2.Сырой конденсат – углеводороды, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них га<