1.Понятие о нефтегазоносных бассейнах и единичных залежах нефти и газа. Под нефтегазоносным бассейном понимается область устойчивого и длительного прогибания земной коры, в процессе которого сформировались тело осадочных пород и условия для генерации, аккумуляции и сохранности скоплений нефти и газа. НГБ является осадочным бассейном или палеобассейном (в некоторых случаях его частью). Аконсервационная зона – часть осадочного бассейна вдоль периферии НГБ, где отсутствуют условия сохранности залежей УВ Залежь нефти и газа — это естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Обычно под залежью нефти (газа) понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: нефтяные (с растворенным в нефти газом); газонефтяные — нефтяная залежь с газовой шапкой; газовые; газоконденсатные (2-фазовые и 1-фазовые). нефтяная газоконденсатнонефтяная газовая газонефтяная нефтегазовая нефтегазоконденсатная 2. Понятие о ресурсах и запасах. Категории, классификация и системы учета запасов и ресурсов. ЗАПАСЫ – количества жидких, газообразных и твердых углеводородов, которые предполагается добыть в промышленном масштабе из открытых залежей путем реализации проектов их разработки, начиная с указанной даты, при заданных технико-экономических условиях. Кроме того, Запасы должны удовлетворять четырем критериям: они должны быть открытыми, извлекаемыми, промышленными и остаточными (на дату подсчета) Запасы залежей разрабатываемых месторождений по степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на три категории: категория A (разбуренные, разрабатываемые), категория B1 (разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, подготовленные к промышленной разработке), категория B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные). РЕСУРСЫ – количества жидких, газообразных и твердых углеводородов, потенциально извлекаемые, согласно оценке на определенную дату, из известных залежей, но добыча которых на дату подсчета не может вестись в промышленных масштабах в силу одного или нескольких ограничений. Ресурсы подразделяются по степени геологической изученности и обоснованности на четыре категории: категория D0 (подготовленные), категория Dл (локализованные), категория D1 (перспективные), категория D2 (прогнозируемые). Petroleum Resources Management System- Система управления ресурсами и запасами углеводородов. Система управления ресурсами и запасами жидких, газообразных и твердых углеводородов описывает последовательный подход к подсчету объемов жидких, газообразных и твердых углеводородов, определению экономических показателей проектов разработки, а также представлению полученных результатов в рамках единой всеобъемлющей классификации. 3. Этапы и стадии ГРР и разработки месторождений нефти и газа. ГРР Этап 1 Региональный А) стадия прогнозирования нефтегазоносности выявление литолого-стратиграфических комплексов структурных этажей, ярусов; выявление фациальных зон, определение основных этапов геотектонического развития. ОСНОВНЫЕ ОБЪЕКТЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ Б) стадия оценки зон нефтегазонакопления выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективных и литолого-стратиграфических комплексов; выделение наиболее крупных ловушек; количественная оценка перспектив нефтегазоносности ОСНОВНЫЕ ОБЪЕКТЫ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫЕ ЗОНЫ Этап 2 Поисковый А) Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения Создаётся фонд перспективных локальных объектов и оцениваются их ресурсы для выбора и определяется очередности их ввода в глубокое бурение. Стадия подразделяется на: выявление объектов; подготовка к поисковому бурению. Выявление объектов работы ведутся на отдельных площадях в пределах НГ зон с целью: выявления условий залегания и других гео-физ св-в НГ комплекса; выделения перспективных ловушек; количественные оценки ресурсов в выявленных ловушках Подготовки объектов для поискового бурения. Выявленные ловушки служат объектами для детализации выявленных перспективных ловушек, позволяющих прогнозировать пространственное положение предполагаемых залежей. Б) Стадия поиска месторождений (залежей) Основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки) и подсчёт перспективных ресурсов категории Dл-D0 выявление в разрезе НГК и залежей Н и Г определение гео-физ св-в горизонтов и пластов Этап 3 Разведочный А) Стадия оценки месторождений (залежей) Объект- открытые месторождения и выявленные залежи установление основных характеристик месторождений определение фазового состояния УВ залежей изучение физ-хим св-тв нефти установление типа залежи подсчёт запасов разделение месторождения на промышленные и непромышленные части б) стадия подготовки месторождений к разработке объектом- месторождение и залежи имеющие промышленное значение. Те же работы, что и на предыдущей стадии + повторные интерпритации геол-физ материалов с учетом данных поо пробуренным скважинам и провение детализационных геол-геофиз работ. РАЗРАБОТКА I стадия – стадия освоения эксплуатационного объекта – рост годовой добычи нефти; разбуривается основной фонд скважин (или его большая часть), осваивается система воздействия на пласты; II стадия – стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); бурятся оставшиеся скважины основного фонда и значительная часть резервных скважин, развивается система воздействия на пласты, выполняется комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки; III стадия – стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большей части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки; IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологичесих мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения. Границы стадий разработки К II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10 %. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III стадии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2 % (1%). Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом (поздняя стадия) Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую очередь зависит от промыслово-геологических особенностей залежей («дву(и более)горбые» залежи и месторождения). Стадии газовых месторождений Стадии нефтяных месторождений 4. Понятия о предполагаемой, выявленной и подготовленной структурах геологическими и геофизическими методами разведки (геологическая съемка, структурное бурение, грви-магнитосейсморазведка, дистанционные методы и пр.) Категории ресурсов D0 – подготовленные к бурению, Dл – локализованные, D1 – перспективные, D2 – прогнозируемые. Если ресурсы отнесены к категории D0, то мы уже можем сказать, где пробурить поисковую скважину, которая позволит их подтвердить получением промышленного притока. Полученная в результате бурения скважины информация позволит снизить уровень неопределённости. После этого уточнённый объём УВ будет считаться запасами. Если ресурсы отнесены к категории Dл, то мы знаем, где находится возможная ловушка (или ловушки) для УВ, в которых могут быть залежи УВ. Однако представлений о геометрии ловушек недостаточно для определения места бурения скважин. Необходимо проведение дополнительных площадных геофизических работ (сейсморазведка, гравиаразведка, магниторазведка и т.д.). Ресурсы категорий D1 и D2 не локализованы (ловушки не выделены). Объёмы УВ в этом случае оценены на основе результатов геологических, геофизических и геохимических региональных исследований, а также по аналогии с месторождениями данного региона (для D1) или месторождениями других районов данной нефтегазоносной области (для D2). Региональный этап Поисковый этап Разведочный этап D1 и D2 Dл-D0 D0+ABC1+C2 5. Скважины, бурящиеся на разных стадиях ГРР и разработки месторождений нефти и газа. Классификация скважин. Назначение каждой категории скважин На стадиях поиска, разведки месторождений бурятся и выделяются скважины в соответствии с их назначением. Опорные скважины проектируются и бурятся для изучения общего геологического строения и гидрогеологических условий залегания всей толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления. Параметрические скважины проектируются, бурятся на выявленных структурах с целью регионального изучения недр, увязкой с другими методами региональных исследований; более детального изучения геологического строения разреза с полным отбором керна и максимальными данными по ГИС для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геологопоисковых работ. Структурные скважины проектируются, бурятся и служат для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин, и подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры. Поисково-оценочные скважины проектируются и бурятся на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями перспективных структурах, площадях с целью опоискования и открытия новых месторождений или новых залежей на ранее открытых месторождениях. Разведочные скважины проектируются и бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью геологического изучения и оконтуривания залежей УВС, получения исходной информации для подсчета запасов УВС и составления технического проекта. При разработке Эксплуатационные скважины проектируются и бурятся реализации ППЭ и промышленной разработке месторождения: при добывающие (нефтяные и газовые) - для организации системы разработки и извлечения из залежи нефти, газа, конденсата и воды; нагнетательные - для проведения воздействия на залежь с целью ППД путем закачки воды, газа (их смеси) или других рабочих агентов вытеснения, для закачки газа или попутных полезных компонентов второй группы, выделяемых из полезных ископаемых, с целью временного хранения, а также для добычи УВС в период отработки. Специальные скважины проектируются и бурятся для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, добычи технической воды (водозаборные скважины), сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты (поглощающие скважины), разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, экологического мониторинга подземных (питьевых) вод, перекачки рабочего агента в нагнетательные скважины и других целей. Контрольные наблюдательные скважины проектируются и бурятся для осуществления систематического контроля над изменением межфлюидальных (водонефтяного, газонефтяного, газоводяного) контактов и за изменением других параметров (в том числе, нефтегазоводонасыщенности пласта) в процессе разработки залежи. Контрольные пьезометрические скважины проектируются и бурятся для контроля за изменением пластового давления и температуры. Назначение скважин может меняться в процессе разработки месторождения на основании утвержденных решений технического проекта. 6. Понятие о подсчетном плане и комплексе картографических данных при геометризации залежей нефти и газа. Общая формула подсчета запасов нефти и газа объемным методом. Параметры. Единицы измерения. Методы подсчета запасов. Объемный, статистический, материального баланса. Комплексный учет углеводородного и гидроминерального сырья. Подсчетный план -Основной графический документ при подсчете запасов. Составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластовколлекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов. Геометризация залежи совокупность полевых наблюдений, измерений, вычислений и графических построений, проводимых c целью геометризации изображения форм залежей, условий их залегания, пространств. распределения свойств Нефти или Газа и процессов, происходящих в недрах. Геометризация осуществляется по данным бурения, геофиз. исследований, опробования, геол.-маркшейдерской документации, на каждой стадии разведки и разработки м-ния, отражая процесс его непрерывного изучения. Графическая документация геометризации залежи включает структурные и качественные горно-геометрические графики. Объемный метод заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей. Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте(газо)-насыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг.. При этом выражение F * hн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части),F * hн.эф * kп.о.—объем пустотного пространства пород, F * * h * kп.о. * kн. или F * h * kп.о. * kг. —объемы пустотного пространства породколлекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициент θ , учитывающего усадку нефти. С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением Vн.ст =F * hн.эф * kп.о. * kн. * θ Умножив Vн.ст на среднее значение плотности нефти ρ при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части: Qн.н =F * hн.эф * kп.о * kн * θ * ρ Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом. Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной “жизни” скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча по скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки. (к примеру Пирвердян и Комбаров, которые мы проходили на курсе разработки) Метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор; Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. В процессе извлечения жидкости (нефти и воды), а также газа из пласта в нем происходит непрерывное перераспределение нефти, воды и газа вследствие изменения пластового давления. Указанные изменения в распределении нефти, газа и воды в пределах пласта и связанные с этим изменения физического состояния газа и нефти используются при подсчете запасов нефти по уравнению материального баланса. Следует иметь в виду, что имевшееся в начальной стадии разработки равновесное состояние в пласте в процессе разработки нарушается, особенно при наличии в нем значительных фациальных изменений. Это затрудняет возможность точного определения среднего пластового давления, при котором определяется значение всех входящих в формулу коэффициентов. Поэтому при применении метода материального баланса следует на дату расчета строить карту изобар, по которой более точно можно подсчитать среднее арифметически взвешенное по площади (или по объему пласта) пластовое давление. Это среднее пластовое давление и является исходным для определения всех параметров, зависящих от пластового давления. Вывод уравнений материального баланса основан или на изучении баланса между первоначально содержащимися в недрах углеводородами и количеством углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в процессе добычи нефти, воды и газа. В соответствии с этим выводы уравнений материального баланса можно базировать на одном из двух следующих положений: 1) на сохранении материи (т. е. на постоянстве суммы добытых и оставшихся в недрах углеводородов, выраженных в весовых или объемных единицах) или 2) на постоянстве объема пор, первоначально занятых нефтью и газом. 7. Физико-химические свойств флюидов и их влияние на процесс извлечения нефти и газа из недр. Анализ глубинных и поверхностных проб. Свойства углеводородов (УВ) в пластовых условиях весьма разнообразны. Наряду с условиями залегания пород-коллекторов они во многом определяют природные энергетические возможности залежей, выбор методов искусственного воздействия на пласты и систем разработки, характер динамики годовых показателей разработки, возможную степень извлечения запасов из недр и др. Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление, а иногда и температура непрерывно меняются, что может сопровождаться изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки, проектировании эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа. ХИМИЧЕСКИЙ СВОЙСТВА Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (Cn H2n+2), нафтенового (Cn H2n) и в меньшем количестве ароматического (Cn H2n-6) рядов. В поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 - газы, от С5Н12 до С16Н34 жидкости, от С17 Н36 до С35 Н72 и выше - твердые вещества, называемые парафинами и церезинами. При большом количестве газа в пласте он может располагаться в виде газовой шапки над нефтью в повышенной части структуры. В состав нефти входят также высокомолекулярные соединения, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте Нефти содержат от долей процента до 5-6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также сернистых соединений и смолистых веществ - меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (содержание серы не более 0,5 %), сернистые (0,5-2,0 %), высокосернистые (более 2 %). Асфальтосмолистые вещества нефти - высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений непостоянного состава. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах от 1 до 40 %. Наибольшее их количество отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ. По содержанию смол нефти подразделяются на малосмолистые (содержание смол ниже 18 %), смолистые (18-35 %), высокосмолистые (свыше 35 %). Нефтяной парафин - это смесь твердых УВ двух групп -парафинов С17Н36-С35Н72 и церезинов С36Н74-С55Н122. Температура плавления первых 27-71 °С, вторых - 65-88 °С. Нефти относят к малопарафинистым при содержании парафина менее 1,5 % по массе, к парафинистым - 1,5-6,0 % по массе, к высокопарафинистым - более 6 %. В отдельных случаях содержание парафина превышает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи. ФИЗИЧЕСКИЙ СВОЙСТВА Газосодержание пластовой нефти - это объем газа Уг, растворенного в 1 м пластовой нефти УпАн. Газосодержание пластовой нефти выражают в м3/м3. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м3/м3. Промысловым газовым фактором Г называется количество газа в 1 м3 (т) добытой дегазированной нефти Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) вн = (1/V)(dV/dp) Коэффициент теплового расширения ан показывает, на какую часть dV первоначального объема V0 изменяется объем нефти при изменении температуры t на 1 °С: ан = (1/V)(dV/dt). Объемный коэффициент-обратная величина сжимаемости пласт.нефти Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см3 (например, нефти девонских залежей в Татарии) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3 (нефти залежей в каменноугольных отложениях в том же районе). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1 -0,4 г/см3. Вязкость пластовой нефти цн, определяющая степень подвижности нефти в пластовых условиях, существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными и газосодержанием, и пластовой температурой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. 8. Физические свойства нефти (плотность, вязкость, газосодержание, давление насыщения, газовый фактор, коэффициенты: теплового расширения, сжимаемости, объемный, пересчетный, усадки). Химический состав нефти, классификация нефтей по плотности, вязкости, по содержанию парафина, серы, смол. Нефть - это масляная жидкость обычно коричневого или черного цвета, хотя бывают нефти и светлые, светло-коричневые. Нефть легче воды, имеет специфический запах, который в случае наличия сернистых соединений становится неприятным. Плотность возрастает с увеличением процентного содержания в ней тяжёлых углеводородов (например, смол). По плотности выделяют: лёгкую (800— 870 кг/м3, среднюю (871—910 кг/м3) и тяжёлую (свыше 910 кг/м3) разновидности нефти. Вязкость — показатель текучести сырой нефти— возрастает с увеличением её плотности. В среднем в нефти содержится: 82-87% углерода, 11-14% водорода 0.4-1.0% примесей (кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества). При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые керосиновые, соляровые и т.д. 1. Газосодержание (газонасыщенность). S пластовой нефти равно объёму растворённого газа Vг (измеренному в стандартных условиях), содержащегося в единице объёма пластовой нефти Vп.н: S=Vг/Vп.н. Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т. 2. Давление насыщения (или начало парообразования) пластовой нефти. Давлением насыщения называется давление, при котором газ начинает выделяться из неё. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше его. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором-недонасыщена 3. Сжимаемость нефти. Сжимаемость обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости) βн: βн = (1/V)*(ΔV/Δр), где ΔV - изменение объёма нефти; V исходный объём нефти, Δр - изменение давления. Объёмный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объём занимает в поверхностных условиях 1м3 дегазированной нефти: bн=Vпл.н/Vдег=ρн/ρпл.н, где Vпл. - объём нефти в пластовых условиях; Vдег –объём того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 20оC; ρпл.н – плотность нефти в пластовых условиях; ρн – плотность нефти в стандартных условиях. 4.Пересчётный коэффициент. При подсчёте запасов нефти объёмным методом изменение объёма пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью, так называемого пересчётного коэффициента. Ө =1/b= Vдег / Vп.н=ρпл.н / ρн, где b (объёмный коэффициент) показывает, какой объём занимает в поверхностных условиях 1м3 дегазированной нефти Vпл. - объём нефти в пластовых условиях; Vдег – объём того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 20оC; ρпл.н – плотность нефти в пластовых условиях; ρн - плотность нефти в стандартных условиях. 5. Плотность нефти (ρн). Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлечённой из недр с сохранением пластовых условий, в единице объёма. Она обычно в 1,21,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением её объёма в пластовых условиях за счёт растворённого газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0,4 г/см3. её значения в пластовых условиях могут достигать 1,0 г/см3. 6. Вязкость нефти. Вязкость пластовой нефти µн, определяющая степень её подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости её в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Высоковязкими считаются нефти с вязкостью выше 3 сПз. Также нефть является диэлектриком и оптически активна По величине вязкости различают нефти (мПас) – (спз) незначительной вязкостью — до < 1 маловязкие — от 1 до 5 с повышенной вязкостью от 5 до 30 высоковязкие более 30 7. Газовый фактор Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м3/т 8. коэффициент теплового расширения Коэффициент теплового расширения ан показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С. ан = (1/Vo)(DV/Dt). Размерность aн — 1/°С. 9. коэффициент усадки Величина, до которой уменьшается один баррель нефти на поверхности, называется коэффициентом усадки 9. Химический состав газа. Основные состояния его пребывания в земной коре. Физические свойства газов: плотность, вязкость, коэффициенты: сжимаемости, объемный, теплового расширения, растворимость, влажность. Основными компонентами природного (горючего) газа являются углеводороды от метана до бутана включительно, отмечаются также следы C5–С8. Природные газы также содержат и неуглеводородные компоненты: углекислый газ, азот, сероводород, инертные газы. Главным компонентом природных горючих газов является метан. Природный газ считается сухим, если он состоит главным образом из метана (более 85%), с низким содержанием этана (менее 10%), практическим отсутствием пропана и бутана, с содержанием менее 10 см3 /м3 способных конденсироваться жидкостей. Тощий газ — пластовый газ метанового состава с низким содержанием этана, пропана и бутана. Количество конденсата в нем составляет 10–30 см3 /м3 . Газ жирный, если содержание конденсата колеблется от 30 до 90 см3 /м3 . В геохимии широко используется показатель «коэффициент сухости» (СН4 / С2+высш). Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физикохимическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры; она растет в ряду С1–С4. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения; если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу. Плотность газов — масса вещества в единице объема (г/см3 ) или выражается отношением молекулярной массы (в молях) к объему моля ρ = М/22,4 л. Плотность метана 7,14·10–4, бутана 25,93·10–4, диоксида углерода 19,63·10– 4 г/см3 . Обычно используется относительная плотность по воздуху (безразмерная величина — отношение плотности газа к плотности воздуха; при нормальных условиях плотность воздуха 1,293 кг/м3 ). Относительная плотность метана 0,554 (20 °С), этана 1,05, пропана 1,55, диоксида углерода 1,53, сероводорода 1,18. Газонасыщенность (Г) — важный показатель газоносности недр; газонасыщенность нефти — газовый фактор. Газонасыщенность вод (см3 /л, м3 /м3 ) — суммарное содержание газа в указанном объеме флюида (л, м3 ). По данным А.С. Панченко и В.П. Ильченко (1978), аномалии по величине газонасыщенности сопровождают все газоконденсатные месторождения ПредкавGeo_n_gaz.indd 47 26.12.2011 14:46:57 48 казья. Вблизи контура газоконденсатных залежей независимо от гидрохимической зональности значения Г = 2–4 м3 /м3 Объемный коэффициент пластового газа bг, представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Уплг к объему того же количества газа Уст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева: P1V1/T1=P2V2/T2 10. Свойства пластовых вод: плотность, вязкость, объемный коэф. теплового расширения, сжимаемости, газосодержание. Химический состав пластовых вод. Минерализация. Радиоактивность. Плотность пластовой воды зависит от ее минерализации, пластовых давления и температуры. Средние значения лежат в пределах 1010…1210 кг/м3 Вязкость (способность воды сопротивляться при перемещений) зависит от температуры, а также от минерализации и химического состава. При 20 0С составляет 1·сПз Объемный коэф. теплового расширения Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения: . Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается. Сжимаемости Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу: . Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10-10 – 5,0×10-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле: bвг = bв (1+0,05×S), где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3. Газосодержание то объем газа, растворенного в пластовых водах. Газосодержание пластовых вод определяется по следующей формуле: G=Vг/Vпл.в, где Vг - объем газа, Vпл.н - объем пластовых вод . Газосодержание пластовых вод выражают в м3/м3. Химический состав пластовых вод По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей: анионов: OH–; Cl–; SO42–; CO32–; HCO3–; катионов: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+; ионов микроэлементов: I–; Br–; коллоидных частиц SiO2; Fe2O3; Al2O3; нафтеновых кислот и их солей. Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа. Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: рассолы (Q>50 г/л); солёные (10<Q<50 г/л); солоноватые (1<Q<10 г/л); пресные (Q£1 г/л). Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. Радиоактивность Пластовые воды могут содержать в себе различные радиоактивные изотопы такие как тритий (3H), углерод-14 (14C) и радиоизотопы инертных газов Я ЕБАЛ ТОГО КТО ПРИДУМАЛ ЭТОТ ВОПРОС КСТА 11. Внутреннее строение залежи (породы коллекторы и неколлекторы). Классификация коллекторов по литологическому составу и типу емкости. Особенности строения терригенных и карбонатных коллекторов. Наиболее распространены в качестве коллекторов нефти и газа терригенные и карбонатные породы. Терригенные коллекторы. Породы — коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. Другие типы коллекторов Кремнисто-глинистые порово-трещинные породы (сланцы – НЕ ТЕ, ЧТО СЕЙЧАС В ПРОСТОРЕЧИИ НАЗЫВАЮТ СЛАНЦАМИ). Вулканогенные (эффузивные), вулканогенно-осадочные, трещинные метаморфические вулканогенного генезиса породы (граниты, гранодиориты, диориты, долериты, базальты, андезиты, туфы и пр.) Типы коллекторов: трещинные, трещинно-поровые, трещиннокавернозные . По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые. Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца (ВолгоУрал). В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95—98 %). Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25—50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства (Западная Сибирь). Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные, или органогенные, толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей. 12. Пористость. Кавернозность. Трещиноватость. Типы коллекторов, общая, эффективная, открытая, динамическая пористость. Коэффициенты пористости, кавернозности, трещиноватости. Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами. Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей. Каверны - разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации. Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы. Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам. Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 – 50 мкм и микротрещины шириной до 40 – 50 мкм Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 – 2 %. Чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство породколлекторов. При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных. Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы). Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко. Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках. Емкость определяется пористостью — объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть: • первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.); • вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах. Различают пористости общую (полную, абсолютную, физическую) и открытую: -общая (абсолютная) – объем всех пор в породе (изолированных и сообщающихся); -открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему(Общая пористость характеризуется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен): mП = ∑VПОР ×100% V ОБРАЗЦА Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца(Открытая пористость характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникать жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах (то есть это сообщающиеся пустоты).): mО = ∑VСООБЩ .ПОР ×100% ОБРАЗЦА Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью(Эффективная пористость - учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах (то есть это сообщающиеся пустоты за вычетом объема связанной воды). Это те поры, по которым возможна фильтрация при реальных градиентах давления.). Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, m ЭФ = ∑V ПОР ФИЛЬТР . ×100% V ОБРАЗЦА который измеряется в долях или процентах от объема породы. Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента. Размер пор пород (по Б.А.Соколову) Размер пор, мм Характеристика движения жидкости больше 0,1 – сверхкапиллярные возможно движение жидкости под действием силы тяжести 0,005 до 0,1 – капиллярные на перемещение жидкости влияют силы капиллярного давления меньше 0,005 – субкапиллярные жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается 13. Понятие о проницаемости. Абсолютная, относительная, фазовая проницаемость. Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр): Кпр = Q m L / D p F , где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м 3 / с; D р = Н/ м 2 ; L = м; F = м 2 ; m = Н?с/ м 2 ; Кпр = м 2 . Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м3 /с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м 2 при вязкости жидкости н?с/м2 при перепаде давления 1н/м2 . Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3 /с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2 . 1 дарси = 0,981 ? 10-12 м2 . Различают несколько видов проницаемости. Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через посл еднюю сухого инертного газа (азота, гелия). В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях. Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами. Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом. Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать. Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1·10-15 до 1·10-12 м2 . Проницаемость более 1·10-12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород 14. Взаиморасположение флюидов в пласте в зависимости от термобарических условий. Понятие о ВНК, ГНК, ГВК. Графическое определение внутреннего и внешнего контуров нефте- и газоносности для пластово-сводовой и массивной залежей. Понятие ВНК в учебной, научной и производственной литературе неимеет строго однозначного трактования. Приведем некоторые его определения: ➢ ВНК -граничная поверхность в переходной зоне нефтяной залежи, ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нулю, то есть выше которой из пласта получают промышленный приток нефти с водой (терминологический справочник по нефтепромысловой геологии, 1994г.) ➢ Понятие «водонефтяной контакт» является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая разделяла бы области, содержащие 100% воды и 100% нефти, не существует... Обычно считают, что водонефтяной контакт это уровень, ниже которого получают 100% воды (С. Д. Пирсон, 1961г.) Терригенные пласты-коллекторы, выделенные по ГИС: 1 – нефтенасыщенные, 2 – водонасыщенные, 3 – с неопределенной насыщенностью; 4 – интервалы перфорации; 5 – “верхний известняк”; 6 – искусственный забой после опробования нижнего интервала; притоки: Н – нефти; В – воды Переходная водонефтяная зона ➢ примыкающая к водонефтяному контакту часть объёма (толщины) нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100% у зеркала воды до остаточной неснижаемой (остаточной) водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. ➢ Толщина переходной водонефтяной зоны колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. ➢ При опробовании переходной водонефтяной зоны в продуктивных скважинах получают совместный приток нефти и воды, доля воды в притоке изменяется вверх по интервалу опробования от 100% до нуля. (Горная энциклопедия http://www.mining-enc.ru) 1. Неопределенность понятия водонефтяного контакта обуславливает сложности при подсчете запасов и моделирования разработки месторождений. 2. Переходная по водонасыщению зона в однородных пластах может составлять значительную часть залежи (десятки метров). 3. В неоднородных пластах имеет место суперпозиция переходных зон для пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами. 4. В неоднородных пластах насыщенность в переходных зонах претерпевает разрыв, что приводит к немонотонности строения переходной зоны и к скачкообразному изменению положения условного ВНК. 15. Распределение нефти, газа воды в залежах. Понятие об остаточной воде. Гидрофильный и гидрофобный коллектор. Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание остаточной воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярносвязанном состоянии в непроточной части пустот. Для разработки залежи интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве. Смачиваемость - свойство породы смачиваться жидкостью, водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы, первые из них способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти, наличие вторых приводит к понижению нефтеотдачи.Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллектора вызвана тем, что в гидрофильных коллекторах процесс вытеснения нефти из пор в процессе разработки залежи протекает значительно легче, т.к. нефть не связана непосредственно с породой, а как бы скользит по пленке связанной воды, прилипшей к стенкам пор. В гидрофобной породе нефть прилипает к поверхности пор, что приводит к снижению ее выхода на поверхность при извлечении. 16. Процесс опробования скважин. Выбор интервалов перфорации. Понятие о кондиционных значениях ФЕС. Понятие о неоднородности. Коэффициенты неоднородности (расчлененности, песчанистости, распространения коллектора). Общая, эффективная и нефтенасыщенная толщины. Понятие о корреляции разрезов скважин. Имеющиеся схемы корреляции должна сопоставлятся и оформлятся достаточно наглядно. Однако использование для корреляции только данных ПС, ИК, БКЗ и других методов ограничивает возможность детальной корреляции. Так же нужно использовать фактические данные, которые должны не противоречить данным ГИС и в целом составлять общую картину В литолого-фациальные замещения выделяются зависимости, если по 3 скважинам есть корредяционная прямолинейная связь. Если эта связь есть, то с таким же законом распределения мы можем предположить их на другие скважины, которые еще не пробурены Такое же правило на выклинивания 17. Пластовое давление как основная энергетическая характеристика залежи. Приведенное давление. Способы измерения давления. Пьезометрический уровень, высота, напор. Приведенное пластовое давление. Гидростатическое. Избыточное. Горное. Карта изобар. Роль начального пластового давления. Градиент давления. Причины возникновения АВПД, АНПД, Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки. Пластовое давление – один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт – скважина: Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называется пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируется расстоянием от устья скважины или значением его абсолютной отметки. Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометриче ской поверхностью. Начальное (статическое) пластовое давление – это давление в пластеколлекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе. Гидростатическим пластовым давлением называют давление в пластеколлекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения. В водоносном пласте начальное пластовое давление считается равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Аномальное пластовое давление Это давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального Аномально пластовое давление существует в изолированных системах. Генезис аномально пластового давления не до конца изучен. Основными причинами образования аномально пластового давления считают: уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, процессы катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества, процессы тектогенеза, геотермические условия земных недр, температурный фактор, тк коэффициент теплового расширения флюидов, заключенных в изолированном объеме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах. Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин на суше и в акваториях при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых залежей в различных отложениях по геохронологической шкале в широком интервале глубин. АВПД встречается чаще, особенно на глубинах более 4 км. Параметры АВПД: превышение гидростатическое давление в интервале 1,3-1,8 раза, бывает 2,0- 2,2; обычно не достигают значений геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород, но в единичных случаях , вероятно, под влиянием дополнительных причин, были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатического давления. АВПД встречаются в Волго-Уральском, Западно-Сибирском нгб АНПД могут быть вызваны искусственно при добыче нефти, газа и воды, если не происходит восполнение отбираемых из пласта флюидов. Поверхностный признак такого снижения давления - проседание земной поверхности. Наличие АВПД сказывается благоприятно для нефтегаза: повышает проницаемость горных пород - коллекторов, увеличивает время естественной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без применения вторичных методов, повышает удельные запасы газа и дебит скважин, 18. Понятие о природном режиме залежи. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах. Режимы нефтяных залежей. Влияние водонапорной системы на процесс формирования режима залежи. Природный режим залежи – совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. 19. Сетка скважин на э.о. Основной и резервный фонды скважин. Система размещения скважин основного фонда. Равномерная и равномерно-переменная сетка скважин. Методы интенсификации добычи (повышение нефтеотдачи пласта). Методы воздействия на призабойную зону скважин с целью увеличения их продуктивности. Техника и технология добычи нефти и газа. Сетка скважин- сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Поскольку затраты на бурение скважин – одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Для каждого э.о. должна создаваться индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. Принято осуществлять двухэтапное разбуривание эксплуатационных объектов. На 1 этапе бурят проектные скважины (расположенные по строго геометрической сетке), на 2 этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом. Резервные скважины размещают на участках объекта не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. В результате бурения скважин основного и резервного фондов на э.о. в конечном счете создается неравномерная сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки. По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные. Равномерные – с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей с низкой проницаемостью или высокой неоднородностью пластов, при повышенной вязкости нефти. Преимущество: позволяют вносить изменения в принятые системы разработки по мере изучения объектов. Равномерно-переменные – сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах. Такое расположение скважин целесообразно на залежах пластового типа. Ячеистое равномерно переменное размещение рекомендовано для карбонатных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкости пластовой нефти. Важнейший показатель сетки основного фонда скважин - ее плотность, характеризуется расстояниями в (м) между скважинами и между рядами. Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. Методы интенсификации добычи нефти: - оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки; - изменение направления фильтрационных потоков жидкости в пластах; - воздействие на призабойную зону скважин, проведение ГРП; - применение ОРЗ и ОРЭ при многопластовом строении объекта; - изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов. 20. Понятие о послойном и цифровом геологическом и гидродинамическом моделировании продуктивных объектов при разработке нефтяных и газовых месторождениях. Гидродинамическая модель представляет собой приближенное описание поведения изучаемого объекта с помощью математических символов. Процесс такого моделирования можно условно подразделить на четыре взаимосвязанных этапа: 1. Формулирование в математических терминах законов, описывающих поведение объекта; 2. Решение прямой задачи, т. е. получение путем исследования модели выходных данных для дальнейшего сопоставления с результатами наблюдений за объектом моделирования; 3. Адаптация модели по результатам наблюдения, решение обратных задач, т. е. определение характеристик модели, которые оставались неопределенными; 4. Анализ модели, ее модернизация по мере накопления новой информации об изучаемом объекте, постепенный переход к новой более совершенной модели. Первый этап моделирования требует глубоких знаний об изучаемом объекте. На этом этапе формулируются основные уравнения, описывающие процесс фильтрационного переноса жидкостей и газов в пористой среде и выражающие законы сохранения массы, энергии, закон движения, уравнение состояния. Затем разрабатываются численные методы и алгоритмы для решения поставленной задачи. Создается математическая модель фильтрации - компьютерная программа, которая решает уравнения тепло- и массопереноса с заданными начальными и граничными условиями. На втором этапе осуществляется решение прямой задачи для конкретного объекта разработки, т. е. для заданного набора входных данных. Формирование набора входных данных является самостоятельной сложной проблемой. На этом этапе информация о строении и свойствах пласта и насыщающих его жидкостей, о режимах и показателях работы скважин преобразуется к виду, требуемому для ввода в модель фильтрации. Важнейшим элементом моделирования является построение трехмерной геометрической модели пласта на основе интерпретации сейсмических исследований с последующим насыщением этой модели информацией о распределении основных геолого-физических характеристик пласта (пористости, проницаемости, насыщенности и др.) по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин и изучения керна. Объем пласта рассматривается как упорядоченная совокупность блоков, каждому из которых приписывается по одному значению каждого параметра. Ввод свойств породы и флюидов для каждого расчетного блока, является очень сложной и трудоемкой задачей. О строении и свойствах межскважинного пространства можно судить только по данным отраженных сейсмических волн и вертикального сейсмического профилирования, а также по результатам гидродинамических исследований пласта, в частности, пьезометрии (гидропрослушивания). Однако по данным сейсмики не могут быть непосредственно определены свойства породы и пласта. Результаты закачки трассеров, гидропрослушивания и т.п. позволяют лишь косвенно оценивать осредненные значения фильтрационно-емкостных параметров, но не могут дать детальной картины распределения свойств. В результате решения прямой задачи, т. е. проведения гидродинамических расчетов для заданного набора входных данных, определяются выходные характеристики модели - распределения потоков и давлений в пласте во времени, дебиты скважин и т. п. Эти результаты могут быть сопоставлены с данными наблюдений - замерами давлений и дебитов, показателями работы скважин. На третьем этапе моделирования осуществляется адаптация математической модели по данным наблюдений. Путем воспроизведения истории разработки месторождения осуществляется уточнение основных фильтрационноемкостных параметров пласта, заложенных в модель. Чаще всего корректируются абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока модель фильтрации не воспроизведет распределение давления и насыщенностей, которое возникает в результате приложенного воздействия заданных режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Этот этап моделирования, очень трудоемкий и требующий большого опыта и знаний, является необходимым для достоверного прогнозирования поведения пласта и оценки технологических показателей вариантов разработки. Построенная таким образом модель объекта разработки используется затем для прогнозирования и планирования добычи, оценки запасов, комплексной оптимизации пласта. На четвертом этапе моделирования по мере накопления информации об объекте модель пласта уточняется, совершенствуется, отражает новую информацию о пласте, технологические решения, применяемые на месторождении, и может использоваться для дальнейшего управления процессом разработки. Гидродинамическое моделирование применяется не только для решения проблем прогнозирования, контроля и управления процессом разработки пласта, хотя именно в этом состоит основное коммерческое использование моделей и соответствующих программных продуктов. Важнейшими сферами применения математического моделирования являются: решение так называемых обратных задач по уточнению строения и свойств пласта путем воспроизведения истории разработки, по обработке результатов исследования скважин, по изучению процессов вытеснения на керне и определению фазовых проницаемостей, решение исследовательских задач теории фильтрации, таких как создание моделей течения в неоднородных и трещиновато-поровых средах, изучение механизмов воздействия на пласт и моделирование новых технологий, исследование процессов конусообразования, притока к горизонтальным скважинам и трещинам гидроразрыва и т. п.
