Госы. Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки. Системой разработки
 Скачать 1.28 Mb.
|
|
ППД при разработке нефтяной залежимогут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. Местоположение нагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение нагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой. 13. Факторы влияющие на продуктивность скважин. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН — характеристика добывающей скважины, определяющая отбор пластового флюида при её эксплуатации. Численно оценивается коэффициентом продуктивности, равным отношению дебита скважины к депрессии за единицу времени.  Продуктивность зависит от мощности проницаемости пласта, вязкости компонентного состава пластового флюида, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, способа вскрытия, физико-химических свойств загрязнённости призабойной зоны. Продуктивность может со временем меняться в зависимости от изменения нефтегазонасыщенности пласта и свойств призабойной зоны скважины. 14. Подбор УЭЦН к скважине. Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.) Методика подбора основывается на следующих показателях: коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); данные инклинометрии; (метод определения пространственных координат скважины, позволяющий установить правильность бурения в заданном направлении) газовый фактор; давления – пластовое, давление насыщения; обводненности добываемой продукции; концентрации выносимых частиц. При этом макс. содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 0С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м. Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН. Общая методика подбора выглядит следующим образом: По ГИС, ГДИС и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. определяют забойные величины – P, Т, обводненность и газосодержание пластового флюида. По законам разгазирования (текущее давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жидкости и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия). По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН. По планируемому дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие характеристики которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных характеристик на реальные данные пластовой жидкости. По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор). 15. Эндогенные и экзогенные процессы минералообразования. Минерал - это результат природных физико-химических процессов в земной коре (литосфере). Все виды процессов образования минералов, можно разделить на три основные группы. 1. Эндогенные процессы (гипогенные, глубинные), связанны с внутренними источниками энергии литосферы. Связаны с магматической деятельностью, и поэтому протекают в недрах Земли. Внедрившаяся в земную кору магма застывает, образуя горные породы, а выделяемые ей водные и газовые растворы переносят химические вещества, которые откладываются в трещинах, пустотах породы и образуют минералы. 2. Экзогенные процессы образования (гипергенные, т.е. поверхностные), связанны с внешними источниками энергии. Эти процессы протекают на поверхности литосферы, в гидросфере, иногда в атмосфере. Они связаны с выветриванием (разрушением) горных пород и минералов, вследствие которых, образуются другие породы и минералы, более устойчивые к этой среде. К экзогенному типу, следует отнести и процессы образования минералов, в результате жизнедеятельности биосферы Земли. Такие процессы, называются - биогенными. В результате экзогенных процессов образуются осадочные горные породы. Осадочные г.п. более устойчивы к воздействию внешних факторов. 3. Метаморфические процессы образования минералов, при течении которых ранее образованные эндогенным или экзогенным способом минералы, изменяют свои физико-химические свойства, образуя совершенно новые минеральные виды. Все эндогенные процессы, делятся на собственно магматические, пегматитовые, гидротермальные, пневматолитовые процессы. Магматические процессы, к ним относят процессы, при которых минералы образуются во время застывания, кристаллизации магмы, поднявшейся из мантии в Земную кору. Вследствие этих процессов образовались и образуются минералы, составляющие изверженные горные породы. Например, такая порода как гранит, состоящая из минералов магматического происхождения, кварца, слюды, полевого шпата, и поэтому, соответственно и называется магматической. Пегматитовый процесс. Пегматиты родственны интрузивным породам, отличаются от них только тем, что образуются, в основном, в форме жил и имеют крупнозернистое и гигантозернистое строение. Более того, они, как правило, пространственно связаны с интрузиями и могут залегать, как непосредственно в самих интрузиях, в форме жил, линз, так и поблизости (1-2 км.) от них. В основном, пегматиты связаны с гранитами (гранитные пегматиты), иногда со щелочными (щелочные пегматиты) и нормальными породами (габбро-пегматиты). Минеральный состав пегматитов сходен с составом родственных интрузий, но как правило, обогащен присутствием редкометалльных и редкоземельных минералов. Гидротермальный процесс. Гидротермы – горячие водные растворы, отделяющиеся от магмы или образующиеся в результате сжижения газов. Подобные растворы переносят из магмы и могут ассимилировать вещества из боковых пород. Движение гидротерм происходит за счет разницы давлений по трещинам и зонам контактов пород. По мере удаления от очага температура гидротерм уменьшается, движение замедляется, и из растворов начинают отлагаться минералы. Для минералов образуемых гидротермальным способом, характерны жильные формы выделений (щетки, искаженные сростки кристаллов, уплотненные кристаллические массы). В пустотах, при просачивании растворов минералы образуются в форме жеод, друз. Именно гидротермальный процесс позволяет образовываться кристаллам минералов, высокого коллекционного качества. Пневматолитовый процесс (пневматолиз) – процесс образования минералов из газовой фазы. На некоторых этапах застывания магмы, выделяются газы, которые по мере движения вверх по трещинам, охлаждаются, реагируют с вмещающими породами, в результате чего образуются минералы. Минералы образованные в результате пневматолиза, называются – пневматолиты. Экзогенные процессы. Различают физическое, химическое и биохимическое выветривание. Физическое выветривание приводит к механическому выветриванию горных пород. Основные факторы: колебания температуры, механическое воздействие воды, льда, ветра, волн прибоя. Горные породы состоят из зерен разных минералов с разным коэффициентом термического расширения, поэтому при колебаниях температуры расширение при нагревании и сжатие при охлаждение происходит неравномерно, поэтому образуются микротрещины и горная порода распадается на обломки. Вода кристаллизуется в трещинах и оказывает расклинивающие действие. Химическое выветривание это изменение химического состава горных пород и минералов в результате процессов окисления, восстановления, растворения, гидратации. Химическое выветривание обуславливается неустойчивостью магматических горных пород к действию воды, кислорода, углекислого газа. Биохимическое выветривание это изменение горных пород в результате жизнедеятельности животных и растительных организмов. 16. Понятие структуры и текстуры горных пород. Классификация структур. Структурой называются особенности внутреннего строения пород, определяемые формой, абсолютным и относительным размером слагающих их кристаллов. По степени кристалличности являются полнокристаллическая(порода полностью сложена кристаллическими зернами), стекловатая (порода состоит из нераскристаллизовавшегося стекловатого вещества), неполнокристаллическая(в породе присутствуют и кристаллы и стекло). По относительным размерам зерен – равномернозернистая (размер зерен одного и того же минерала примерно одинаков) и неравномернозернистая: обломочная(порода состоит из обломков минералов и горных пород), порфировая (порода состоит из стекловатой или скрытокристаллической основной массы и отдельных кристаллов, называемых порфировыми вкраплениями), порфировидная(на фоне равномернозернистых зерен выделяются крупные зерна – порфировидные выделения). По абсолютным размерам: 1) грубозернистая 20 мм, 2) крупнозернистая 10 –20 мм, 3) среднезернистая 5 – 10 мм, 4) мелкозернистая 2 –5 мм, 5) тонкозернистая 2 мм, 6) неразличимозернистая (скрытокристаллическая). Главнейшим элементом структуры является форма минералов – кристаллографический облик. Различают зерна: изометрические – развитые равномерно во всех направлениях, таблитчатые – когда ширина больше толщины, призматические – длина преобладает над шириной. Текстурой называются особенности сложения горных пород, определяемые взаимным расположением их составных частей, а также характером и способом заполнения занимаемого пространства минеральным веществом. Текстуры определяются распределением в породе (равномерным или неравномерным) различных минералов, ориентировкой удлиненных или уплощенных минералов относительно друг друга, наличием или отсутствием в породе пустот или, как иначе говорят, степенью заполнения пространства минеральными зернами, слагающими породу. Среди однородных текстур выделяют массивные (сплошные) текстуры, которые составлены минералами без всякой ориентации, среди неоднородных – сланцеватой (порода розсланцьована на отдельные пластинки), гнейсоподибни, в которых минералы расположены параллельно друг другу, флюидальной (лат. флюис - течь) - минералы вытянуты в одном направлении, пористые (шлаковые) - при наличии в породе большого количества пор и полостей. 17. Важнейшие особенности метаморфических пород. Метаморфические горные породы (или видоизменённые г.п) — горные породы, образованные в толще земной коры в результате метаморфизма, то есть изменения осадочных и магматических горных пород вследствие изменения физико-химических условий. (образовались из осадочных и магматических пород, путем видоизменения их под действием высокого давления, высокой температуры и химического влияния магмы, горячих термальных вод и газов, идущих из недр Земли.) Главнейшее отличие метаморфических пород от магматических и осадочных заключается в их минеральном составе, а также в их структурных и текстурных признаках. Метаморфические породы состоят лишь из минералов, устойчивых в условиях высоких температур и давлений. К ним относится большинство минералов магматических пород: кварц, альбит, и другие плагиоклазы, калиевый полевой шпат (микроклин), мусковит, биолит, роговая обманка, пироксен (авгит), магнетит, гематит, а также один из минералов осадочных пород – кальцит. Кроме того, в метаморфических породах распространены минералы, характерные только для них, - серицит, тальк, серпентин, гранат, графит, и др. Классификация метаморфических пород: К сланцеватым породам относятся гнейсы, слюдяные сланцы, филлиты, хлоритовые, тальковые, роговообманковые сланцы и др. К массивным, или плотным породам относятся серпентинит (змеевик), грейзены, скарн, роговики, мраморы, кварциты. Текстурные признаки метаморфических пород. Наиболее типичной текстурой метаморфических горных пород является сланцеватая, выражающаяся в параллельном расположении чешуйчатых и пластинчатых минералов. Близкой к сланцеватой является гнейсовая текстура, которой немногочисленные чешуйки биотита, мусковита или призмочки роговой обманки располагаются линейно. Полосчатая текстура обусловлена чередованием слойков-полосок, либо различного размера слагающих зерен минералов, либо различного минерального состава, а соответственно часто и цвета. В зернистых мономинеральных породах (мраморах, кварцитах) встречается массивная текстура. Структурные признаки метаморфических пород. Большей частью метаморфические породы обладают ясно выраженной кристаллически-зернистой структурой. В этом отношении они сходны с глубинными изверженными породами. Но, в отличие от изверженных пород, образование кристаллических зерен в них происходит в результате процесса перекристаллизации горных пород в твердом состоянии, который часто подтверждается наличием реликтовых (неперекристаллизованных) структур. По величине зерен различают крупнокристаллическую структуру (диаметр частиц более 1 мм), среднекристаллическую (0,25 – 1 мм) и мелкокристаллическую (менее 0,25 мм). 18. Характеристика основных типов песчаника по минералогическому составу. Песчаники обычно классифицируются по минеральному составу обломочного материала. мономиктовые (мономинеральные), олигомиктовые (обломки представлены двумя минералами) полимиктовые (обломки представлены более, чем двумя минералами) разновидности, аркозовые (преобладание светлоцветных минералов): кварц, полевые шпаты, мусковит, гранаты и т.д. граувакковые (темноцветных не менее половины): кварц, полевые шпаты, биотит, амфиболы, пироксены и т.д. По наиболее характерному минералу: глауконитовые, слюдистые и т.д К мономинеральным песчаникам относятся широко распространенные кварцевые песчаники, более 90 % обломочного материала которых составляет кварц, а также сравнительно редко встречающиеся полевошпатовые и глауконитовые песчаники. К олигомиктовым часто относят полевошпатово-кварцевые, слюдисто-кварцевые и др. (с содержанием кварца 60—90 %). Полимиктовые песчаники. К ним следует отнести те, которые содержат менее 50% кварца. Дальнейшее уточнение делается на основании состава некварцевой части. а) Аркозовые песчаники (аркозы), содержащие полевые шпаты 25-75%. б) Граувакковые песчаники (граувакки) содержание обломков пород 25-75%. в) Собственно Полимиктовые песчаники. Примерно равное содержание полевых шпатов и различных пород. Этот термин встречается в классификациях не очень часто. 19. Отбор и изучение образцов пород в процессе бурения скважин. Влияние термодинамических условий на изменение коллекторских свойств пород. Отбор образцов пород. При роторном и турбинном бурении для отбора образцов пород из скважин в настоящее время применяют специальные колонковые долота. Эти долота разбуривают не всю поверхность забоя скважины, а лишь некоторое кольцо, оставляя в центре неразрушенный целик породы, называемый керном. Этот способ позволяет отбирать образцы пород разреза в том состоянии и той последовательности, как они залегают в недрах. Отобранный керн поднимается на дневную поверхность, где его всесторонне изучают. Извлеченный керн следует очистить от глинистого раствора и плотно уложить в специальный ящик, в той последовательности, в которой он был отобран, то есть в порядке возрастания глубины скважины. Кроме того, обязательно надо указать низ и верх керна. Если керн разбит, то при укладке в ящик совмещают площади раскола; рыхлый и рассыпающийся керн при укладке в ящик предварительно завертывают в чистую бумагу, а в случае необходимости прокладывают ватой. Уложенный в ящик керн снабжают этикеткой, составленной в двух экземплярах. Этикетки завертывают в плотную бумагу и один экземпляр кладут в начале, а другой – в конце колонки керна. Если в заданном интервале отобрать керн не удалось, то в ящик также укладывают этикетку с указанием, что в каком-то интервале глубин вынос керна отсутствовал. После укладки керна ящик закрывают крышкой и на его торцевой и боковой сторонах надписывают номер скважины и интервал глубин отбора керна. Упакованный керн сдают коллектору или отправляют в геологический отдел для дальнейшего изучения. Изучение керна. По керну необходимо определить следующее: наличие признаков нефти и газа; литологическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность; коллекторские свойства пород-коллекторов; структурные особенности пород и условия их залегания. Предварительно признаки нефти и газа в кернах изучают на буровой в свежих образцах на поверхности излома. Дальнейшее более детальное исследование производят в геологическом отделе и лабораториях. Керн, поднятый из нефте- или газонасыщенной части пласта, обычно не смачивается при нанесении на его поверхность капли разбавленной соляной кислоты. При макроскопическом изучении признаков нефти в керне следует иметь в виду, что тяжелая нефть дает обильные внешние признаки (нефть как бы сочится из керна), но на свежих изломах отсутствует запах бензина. Образцы же керна, поднятые из пластов, содержащих легкую нефть, почти не имеют видимых признаков нефтенасыщения. Свежий излом такого керна имеет влажную, быстро высыхающую поверхность и распространяет сильный запах бензина. Керны, поднятые из приконтурной зоны, содержат одновременно нефть и воду. Свежие поверхности их излома влажные и хорошо смачиваются каплей разбавленной соляной кислоты. В геологическом отделе признаки нефти в керне изучают обычно при помощи бензиновой вытяжки. Для этого образец размельчают и помещают в пробирку, а затем туда наливают чистый бензин на 2 – 3 см выше образца. После этого содержимое в пробирке взбалтывают и оставляют на несколько минут в покое. Наличие нефти в изучаемом образце определяют по окраске бензина в желтый цвет или иной интенсивности. Вместо бензина для этой же цели применяют иногда более сильные растворители. Если трудно определить на глаз, окрашивается ли растворитель, то его фильтруют. Коричневая полоска, остающаяся на фильтре, указывает на наличие в образце признаков нефти. В лабораторных условиях применяют более сложные и совершенные методы, например люминесцентный анализ, дающий возможность обнаружить в образце присутствие ничтожного количества битума. При оценке признаков нефти в керне необходимо учитывать, что возможны ложные признаки, которые являются следствием попадания в него нефти при ликвидации аварий с бурильным инструментом посредством промывки скважины нефтью (так называемой нефтяной ванны). Интенсивность признаков нефти в кернах нельзя связывать с возможным дебитом скважин, так как их обилие зависит главным образом от качества нефти. Повышение температуры пласта вызывает тепловое расширение породообразующих минералов и приводит к небольшим изменениям их плотности и пористости, что обусловливает изменения физических свойств горных пород. При нагревании гор- ных пород происходят изменения электрохимических свойств поверхности минера- лов и насыщающего породу флюида (воды), что также влияет на физические свойства коллекторов. Во-первых, удельное электрическое сопротивление (УЭС) минералов, составляющих твердый скелет горных пород, варьируется в широких пределах и уменьшается с повышением температуры. Во-вторых, температура влияет на сопро- тивление растворов, насыщающих поровое пространство горных пород. С увеличением глубины залегания пород-коллекторов под влиянием геостатического давления увеличивается их плотность, а следовательно, уменьшается пористость (см. рис. 10) и ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства. 20. Составление геологического разреза скважины. Учет искривления скважин при составлении геологического профиля. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ, геологический профиль — вертикальное сечение земной коры от поверхности в глубину. Геологические разрезы составляются по геологическим картам, данным геологических наблюдений и горных выработок (в т.ч. буровых скважин), геофизических исследований и др. Геологический разрез скважины составляют на основе данных, полученных при комплексных наблюдениях, главным образом результатов изучения керна, электрического и радиоактивного каротажа. Разрез скважины изображают графически, используя условные знаки для показа литологического состава пробуренных пород. На соответствующих глубинах в разрезе указывают признаки присутствия нефти, газа и воды, возможных обвалов стенок скважины, прекращения циркуляции жидкости и др. Кроме того, из технических данных указывают глубину спуска обсадных колонн, их диаметр, высоту подъема цемента и т. д. Разрезы скважин вычерчивают в масштабе 1:500 или 1:1000. Составленный геологический разрез скважины разбивают на свиты, горизонты и пласты: 1. Выделяют свиты по стратиграфическому признаку, пользуясь данными микрофауны, макрофауны и комплексных наблюдений. 2. Внутри стратиграфических свит по литологическому признаку выделяют пачки пород: песчаные, глинистые, песчано-глинистые, карбонатные и т. п. 3. Внутри литологических пачек выделяют горизонты: газоносные, нефтеносные и водоносные. 4. Внутри горизонтов выделяют пласты: газоносные, нефтеносные, водоносные, маркирующие и т. п.  При маркировке основные пласты обозначают римскими цифрами, а второстепенные — буквенными. Нормальный (или типовой) разрез скважины по месторождению составляют после общей корреляции разрезов скважин данного месторождения. Корреляция заключается в выделении опорных пластов (и горизонтов) и определении глубин их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их мощности, литологического и фациального составов в различных направлениях. На нормальном разрезе скважины обычно указывают истинную мощность пород, а на типовом — вертикальную мощность. Истинную мощность пересчитывают на вертикальную и наоборот, вертикальную на истинную по формулам:  где h — истинная мощность пласта в м; b — вертикальная мощность в м; β — угол падения пласта в градусах. Эти разрезы отображают последовательность напластований в месторождении, их среднюю мощность и литологический состав. Нормальный (или типовой) разрез должен отображать средний разрез месторождения, т. е. присущий большинству скважин данного месторождения. На промысловых площадях обычно составляют лишь типовой разрез по вертикальной мощности (для удобства пользования им), а на разведочных — нормальный разрез по истинной мощности. Для учета искривления скважины в плане строится специальный чертеж, называемый инклинограммой. Геологический профиль - графическое изображение строения недр в вертикальной плоскости. Линии горных профилей выбирают так, чтобы на них совпало наибольшее число скважин. Профили бывают вдоль и вкрест простирания структур. Так как скважины одного профиля очень редко бывают расположены по прямой линии, то либо строят профиль по ломаной линии с max захватом скважины, либо проектируют скважину на линию профиля с указанием угла падения пластов. Поэтому на графическом изображении происходит смещение положения скважин и искажаются абсолютные отметки пласта. При построении ГП необходимо учитывать искривление скважин в процессе бурения. Если какие-то скважины не вертикальные, то с учетом углов отклонения наносится искривленное положение ствола скважин. От уровня моря по каждой скважине профиля откладывают отрезки равные в масштабе альтитудам скважин, а через их концы проводят линию рельефа ее поверхности. Для изображения на чертеже литологии проводят литологическую колонку, где наносят границы пластов. Рядом с колонкой указывается возраст пород. Затем прослеживают литологические, фациальные и стратиграфические изменения пластов. 21. Классификация запасов нефти и газа, методы подсчета запасов нефти и природного газа. Виды ловушек нефти и газа. Запасы – это скопление нефти и газа находящихся в недрах в виде залежи на основе анализа геологической изученности и изученных бурением или находящихся в разработке залежей (скопление нефти и газа и горючих компонентов в разрабатываемых залежах). Ресурсы – это скопление нефти и газа и горючих компонентов находящихся в залежах не вскрытых бурением, установленных на основании геологических, геохимических исследований. Запасы отличаются от ресурсов степенью изученности. Для запасов нефти/газа отобраны пробы нефти/газа, отобран нефтенасыщенный керн, выявлены нефтенасыщенные интервалы. Ресурсы оцениваются «умозрительно» при наличии в пласте ловушки и сходных геолого-физических условий. Запасы нефти/газа категории А - это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектом разработки. Запасы нефти/газа категории В – это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин согласно технологической схеме разработки. Запасы нефти/газа категории С1 - это запасы залежи или части залежи, нефтегазо- носность которой установлена по результатам испытания пласта в колонне и получен промышленный приток нефти (газа), а также часть залежи, примыкающая к запасам категории В, на расстоянии не более 1 км от линии запасов категории В Приток является промышленным, если qн ≥ 2 м3/сут, qг ≥ 5000 м3/сут. Запасы нефти/газа категории С2 – это недоразведанные запасы залежи или части залежи. Ресурсы категории С3 – это перспективные ресурсы, находящиеся в подготовленных для глубокого бурения ловушках, выявленные по данным интерпретации сейсмики. A (разбуренные, разрабатываемые) B1 (подготовленные к промышленной разработке, разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, есть ТСР или ТПР) B2 (оцененные, неразбуренные, планируемые для разбуривания проектным фондом, включая зависимый, есть ТСР или ТПР) C1 (разведанные, нет ТСР или ТПР) C2 (оцененные, нет ТСР или ТПР) Ресурсы: D0 (подготовленные) Dл (локализованные) D1 (перспективные) D2 (прогнозируемые). ТСР – технологическая схема разработки, ТПР - технологический проект разработки Методы подсчета запасов нефти. Выбор методов подсчета запасов нефти зависит от качества и количества подсчетных параметров, степени изученности месторождения, режима работы залежи, объекта подсчета (конденсат, нефть). Среди возможных методов подсчета запасов нефти объемный метод является основным - универсальным - применим в контурах залежи нефти любой категории разведанности, при любом ее режиме работы. Другие методы - статистический, материального баланса, частные варианты объемного метода: объемно-весовой и объемно-статистический и т.п., применимы лишь в отдельных случаях с определенными ограничениями. Объемный метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации. Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах: Qo= F * Н * kпо * kн* Θ * ρ, где Q0 - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т; F - площадь нефтеносности, м2; Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м; kп - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%); kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%); Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86); ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3. Извлекаемые запасы нефти: Qизвл=Q0* Кизвл, где Qизвл- извлекаемые запасы нефти, млн.т; Кизвл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи(Кн). Кизвл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. Кизвл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом. При подсчете запасов свободного газа применяют два метода: объемный и метод расчета по падению пластового давления. Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа в газовых шапках. В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа. Формула подсчета запасов газа объемным методом: V = F * h * kп* kг* [ρ0/ (z0* ρат)] * f , где V – начальные запасы газа, приведенные к стандартным условиям - давлению и температуре (ρст = 0.1 МПа и Тст = 293 К), млн. м3; F – площадь газоносности, м2; h – эффективная газонасыщенная мощность пласта, м; kп- коэффициент открытой пористости, доли единицы; kг- коэффициент газонасыщенности, доли единицы; f - поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре (f = Тст : Тпл = 293 К : (273 К + tпл); ρ0- начальное пластовое давление в залежи, МПа; ρат- атмосферное давление, МПа; z0 – коэффициент сжимаемости газа. Виды ловушек нефти и газа. Под ловушкойпонимается часть природного резервуара, в которой возникают условия, способствующие образованию и сохранению скоплений (залежей) нефти и газа. Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью. В природе существуют самые разнообразные ловушки, наиболее распространены сводовые.  сводовая ловушка нефти и газа  Схема сводовой газонефтяной пластовой залежи: внутренний контур газоносности внешний контур газоносности внутренний контур нефтеносности внешний контур нефтеносности С  хема массивной газонефтяной пластовой залежи:внешний контур газоносности, внешний контур нефтеносности. Совокупность залежей нефти и газа одного и того же вида (например, сводовых), занимающих в недрах земной коры определенную площадь, называется месторождением нефти и газа 22. Фонтанная эксплуатация скважин. Газлифтная эксплуатация скважин. Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). В стволе скважины всегда присутствует столб жидкости. Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины, которое описывается известным уравнением: P = ρgh, Где P - гидростатическое давление; ρ - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; h - высота столба жидкости Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины. Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины. Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину gмы повлиять не можем, так как это величина постоянная. На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта. Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем. Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин: – фонтанный; – газлифтный; – насосный Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее название механизированная добыча. |