ЭКЗАМЕН ГНПГ!!!!!!!. 1. нгпг как наука, предмет ее изучения

• Название: 1. нгпг как наука, предмет ее изучения
• Анкор: ЭКЗАМЕН ГНПГ!!!!!!!.doc
• Дата: 03.05.2018
• Размер: 3.34 Mb.
• Имя файла: ЭКЗАМЕН ГНПГ!!!!!!!.doc
• Тип: Документы; #18823
• страница: 5 из 8

60. Построение схемы детальной корреляции и ее назначение.

Детальная корреляция заканчивается построением корреляционной схемы, на которой изображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного горизонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними. Построение: 1. Расчленение разрезов скважин и привязка их к линии сопоставления. В качестве этой линии принимают кровлю или подошву одного из реперов I или II категории. 2. Прослеживание одновозрастных реперных границ. 3. Прослеживание одноименных пластов-коллекторов. Задачи: 1. Определение расчлененности 2. Выявление прониц. и непрониц. пород 3. Выявление характера изменчивости по площади 4. Положение стратиграф. несогласий.

61. Построение детального геологического профиля и его назначение.

Детальный геологический профиль – разрез залежи вертикальной плоскостью, выбранный по определенному направлению.

Он отражает внутреннее строение залежи, т.е. соотношение коллекторов и непроницаемых разделов между ними, гидродинамическую связь коллекторов, следовательно, геологическую неоднородность пласта, насыщение проницаемых прослоев с учетом газожидкостных и жидкостных контактов в целом для залежи.

Детальный геологический профиль строится в крест и вдоль простирания структуры. Линия детального геологического профиля наносится на структурную карту кровли пласта коллектора.

62. Составление нормального, типового и сводного геолого-геофизического разреза месторождения УВ.

1.Нормальный разрез отображает средний разрез, присущий большинству скважин. Среднее значение истинной толщины.



2. Типовой разрез – обобщенный разрез, прсущий большинству разрезов пробуренный скважин. Для его построения берут вертикальные (видимые) толщины пластов, что позволяет наносить диаграммы ГИС. Указываются места интенсивного нефтегазопроявления и места поглощения бурового раствора. Разрез необходим для бурения новых скважин.

3. Сводный разрез – при составлении учитывают не только средние значения толщин, но и диапазон изменения толщин. Показывается ГИС-характеристика.

63. Основные физико-химические свойства пластовых УВ.

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.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (С_п Н_2п+2), нафтенового (С Н_2п) и в мень­шем количестве ароматического (С_п Н_2п6) рядов. В поверхностных условиях УВ от СН₄ до С₄Н₁₀ - газы, от С H_J2 до С₁₆Н^₄ - жидкости, от C_]7H_j6 до С_}5 Н_?2 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. При этом часть жидких УВ нефти может находиться в виде па­ров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плот­ность газа становится весьма большой. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С₅Н_]2 + С₆Н₁₄). Иногда нефть оказывается полностью растворен­ной в газе. При извлечении такого газа на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенная в нем нефть вы­падает в виде конденсата.

65. Основные физико-химические свойства пластовой нефти.

Состав нефтей. Как уже отмечалось, нефть состоит преиму­щественно из углеводородных соединений парафинового, нафте­нового и ароматического рядов.

В состав нефти входят также высокомолекулярные соедине­ния, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др.

Физические свойства:

Газосодержание для большинства нефтей 30-100 м3/м3, может достигать 300-500 м3/м3. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры. Сжимаемость лежит в диапазоне 0.001-0.005 МПа. По плотности нефти делятся на легкие (менее 0.850 г/см3) и тяжелые (более 0.850 г/см3). По вязкости нефти различают: с незначительной вязкостью (менее 1мПа с), маловязкие (от 1 до 5), с поышенной вязкостью (от 5 до 30) и высоковязкие (более 30). Колориметрические свойства характеризуются коэф. светопоглощения. Они зависят от содержания в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов).

66. Газосодержание пластовой нефти

Газосодержание пластовой нефти - это объем газа V, ра­створенного в 1 м пластовой нефти V :

G=V1/Vпл.н

Газосодержание пластовой нефти выражают в м³/м³. Макси­мальное количество газа, которое может быть растворено в едини­це объема пластовой нефти при определенных давлении и темпе­ратуре, называется растворимостью газа V.Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лабо­ратории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300—500 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.

67. Промысловый газовый фактор

Промысловым газовым фактором Г называется количе­ство газа в 1 м³ (т) добытой дегазированной нефти. Он определяет­ся по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно оп­ределяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточ­ный отрезок времени, и средний газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Значение промыс­лового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к газосодержа­нию пластовой нефти.

68. Давление насыщения пластовой нефти

Давлением насыщения пластовой нефти называется дав­ление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

Давление насыщения может быть равным природному плас­товому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может колебаться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недонасыщена. Пробы нефти, отобран­ные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться раз­личными значениями давления насыщения.
69. Объемный и пересчетный коэффициенты пластовых УВ.

Объемный коэффициент пластовой нефти bпоказывает, ка­кой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной не­фти:bн=Vпл.н/Vдег.н

где Vпл.н - объем нефти в пластовых условиях; Vдег.н - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении иt= 20 °С.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2-3. Наиболее характерна величина 1,2- 1,8.

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента θ

Пересчетный коэффициент θ = l/b = Vдег.н/ Vпл.н
71. Основные свойства пластовых газов, конденсата и газогидратов.

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnH2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород Н2S, гелий Не, аргон Ar. Плотность газа находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3. Природные газы содержа определенное количество паров воды, это связано с тем, что они контактируют с пластовыми водами.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный. Сырой представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших., в которых растворено некоторое кол-во газообразных УВ-бутанов. Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ-пентана и высших. Его получают из сырого конденсата путем дегазации.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при опред. давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа. Плотность воды в гиратном состоянии составляет 1,26-1,32 см3/г, гидратов природных газов от 0,9 до 1,1 г/см3. Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа.

72. Понятие о конденсате, св-ва и их влияние на полноту извлечения из недр.

Конденсатом называют жидкую УВ фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворён в газе. Различают конденсаты сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая вы­падает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стан­дартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С_6+высш.), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, про­пана и этана, а также H₂S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей являет­ся конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сы­рого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированпого газа.

На практике используется также характеристика, которая на­зывается газоконденсатным фактором, - это количество газа (м³), из которого добывается 1 м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25000м³/м³.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (С_б+вьсш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонен­тов конденсата находится в диапазоне 40-200°С

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низ­ким содержанием конденсата (до 150 см³/м³), средним (150-300 см³/ м³), высоким (300-600 см³/м³) и очень высоким (более 6ООсм³/м³).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддержи­вать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к поте­рям ценных УВ в недрах. Исследования га­зоконденсатных залежей нужно вести с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

• 
  состав пластового газа и содержание в нем конденсата;
  

• 
  давление начала конденсации УВ в пласте и давление макси­мальной конденсации;
  
• 
  фазовое состояние конденсатной системы в пластовых ус­ловиях;
  
• 
  количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа при различных давлениях и температуре;
  
• 
  возможные потери конденсата в недрах при разработке за­лежи без поддержания пластового давления в зависимости от сте­пени падения давления;
  
• 
  фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.
  

73. Энергетическая характеристика залежей УВ. Понятие о пластовом давлении в залежах УВ.

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.

Под пластовым пони­мают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном - вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и сни­зить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действи­ем пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Следова­тельно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статическо­го равновесия в системе «пласт - скважина»:P_пл= hpg,

При практических расчетах давление определяют в МПа и формулу используют в следующем виде:Рпл=hр/102

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответ­ствующий пластовому давлению, называется пьезометрическим уровнем.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называет­ся пьезометрической поверхностью. Высоту столба жидкости h определяют как расстоя­ние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора - такой столб жидкостиназывают пьезометрической высотой, или как расстояние от пьезометрического уровня до условно при­нятой для всех скважин горизонтальной плоскости — этот столб жидкости h2=h1+z называют пьезометрическим напором

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, назы­вают абсолютным пластовым давлением Рпл.а; давление, соответству­ющее пьезометрическому напору, - приведенным пластовым давлением Рплпр.

74. Начальное пластовое давление и его роль в пределах залежей УВ

Начальное (статическое) пластовое давление – это дав­ление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала ивлечения 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.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которые характеризуются единым генезисом напора.

В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ.

- залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическом давлению

- залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением.

75. Гидростатическое (нормальное и условное) пластовое давление

Гидростатическое давление – давление в пласте коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластовых вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения и возрастающие пропорционально глубине.

grad p = P_пл /H.

Если пластовое давление уравновешивается столбом минерализованной пластовой воды, то принято называть это нормальным гидростатическим давлением. (ρводы =1-1.1 гр/см³)

Условное гидростатическое давление – давление столба пресной воды с плотностью 1гр/см³.

Grad p норм.= 0,008-0,013 МПа

В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.

76. Приведённое пластовое давление, причины его определения.

Приведённое пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использова­ны и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи плоскость, делящая объем залежи пополам. Поло­жение поверхности приведения сохраняется постоянным до завер­шения разработки.

Приведенное давление Рплпр.вычисляют по формуле

Рплпр. = Рпл.з±hρ/102

где Рпл.з – замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью. Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематическо­го профиля:



Горизонтальная линия 1 соответствует при­веденному начальному пластовому давлению, имеющему одинако­вые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию пер­вой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается фактически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.