ответы нефтепромысловая геология. ответы на экзамен. Условия залегания нефти и газа в земной коре
 Скачать 26.83 Kb.
|
|
Вопрос 1. Условия залегания нефти и газа в земной коре. Породы-коллекторы. Литологические виды пород-покрышек. Ловушки нефти и газа. Их классификация. Условия залегания нефти и газа в земной коре: Породы коллекторы Литологические типы пород покрышек Ловушки нефти и газа Породы коллекторы - Это горная порода, способная вмещать флюиды (нефть, газ, вода) и обеспечивать при создании перепада давлений и фильтрацию. Породы-коллекторы обладают геолого-физическими свойствами, обеспечивающими в условиях разработки месторождений физическую подвижность флюидов в их пустотном пространстве. Эти процессы возможны, если порода имеет пустотное пространство, которое может быть представлено порами, кавернами, трещинами, объединенными в общую систему каналов. Литологические виды пород-покрышек По литологической характеристике: – глинистые, – соленосные, – карбонатные, – магматические, – многолетнемерзлые породы. Ловушки нефти и газа. Их классификация. Ловушка - часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа так как плотность газа наименьшая, он скапливается в верхней части ловушке, ниже располагается нефть, вода как наиболее тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам. Любая ловушка представляет собой трехмерную объемную форму, в которой в силу емкостных, фильтрационных и экранирующих свойств накапливаются и сохраняются углеводороды. Типы ловушек: Пластовые Массивные Ограниченные Литологические Стратиграфические Тектонические Вопрос 2. Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, трещеноватость, проницаемость. Насыщенность нефтью, газом и др. Коллекторские свойства продуктивного пласта Пористость - это свойство породы, которое определяет емкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему пород. Vвсех пустот/ Vобщей породы=пористость Коэффициент пористости это величина объема пор, выраженная в % по отношению ко всему объему породы. Виды пористости: Полная пористость учитывает весь объем пустот в породе Открытая объем пор связанных между собой Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью Динамическая учитывает тот объем нефти который будет перемещаться в процессе разработки залежи. ТРЕЩИНОВАТОСТЬ горных пород явление разделения горных пород земной коры трещинами различной протяжённости, формы и пространственной ориентировки. По происхождению трещиноватость горных пород разделяется на нетектоническую, тектоническую и планетарную. Проницаемостью называют свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Проницаемость важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, его фильтрационные свойства, т.е. способность породы пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ. Хорошими коллекторами являются песчаники, алевролиты, пористые и трещиноватые карбонатные породы. Если пористость обуславливает ёмкостные свойства коллектора, то пористость - его пропускную способность и, следовательно - коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Водо-нефте-газонасыщенность пород коллекторов Насыщенность пор флюидами заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте-, газонасыщенность; выражается в процентах. Водонасыщенность=объем пор занятых водой/общий объем пор (в процентах) Вопрос 3. Неоднородность продуктивных отложений, количественная оценка и ее оценка на продуктивность залежи. Макро и микронеоднородность Геологическая неоднородность пород коллекторов – изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. - важная характеристика модели пласта, залежи и всего объекта разработки: Микронеоднородность - это изменчивость коллекторских свойств среды: пористость, проницаемость, нефтенасыщенность; а так же фациально-литологических свойств: Глинистость, карбонатоность, степень цементации, гранулометрический и минеральный состав и структура порового пространства Макронеоднородность - это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов внутри продуктивного горизонта Вопрос 4. Естественные режимы работы пласта. Их Эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения. режимы нефтяных залежей: водонапорный - основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. Конечный КИН – 0,6-0,7 упруговодонапорный - Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. Конечный КИН – 0,5-0,55 газонапорный (режим газовой шапки) - это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. Конечный КИН – 0,4 растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. КИН – 0,2-0,3, при низком содержании газ – 0,1-0,15. Гравитационный - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Конечный КИН – 0,5 Вопрос 5. Фонд скважин различного назначения. Учет изменения фонда скважин. Фонд скважин - это общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенные для осуществления процесса разработки месторождения: Основной фонд - число скважин для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд - это планируемые и число этих скважин от неоднородности строения пласта Фонд скважин подразделяется на группы по разным признакам: По назначению (добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные) По очередности бурения По способу эксплуатации По состоянию на отчетную дату По времени ввода в эксплуатацию и т.д. Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, на основании которых планово-экономическое подразделение составляет отчет по эксплуатации скважин нефтегазодобывающего предприятия в целом. Вопрос 6. Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК. Методика построения. Карты текущего отбора - исходные данные: Способ эксплуатации Среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости). На карты в виде кругов отражают добычу. Составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Карта накопленных отборов и закачки - составляют обычно 1 раз в год; в виде кругов отражают добычу, накопленную с начала эксплуатации скважины. Исходной информацией является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам). Карта Изобара - нанесенная на план расположение забоев скважин, систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Данная карта отражает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины. Карты изобар составляют на конец каждого квартала. Осуществляется путем систематических замеров забойных и пластовых давлений. Карта поверхности текущего ВНК-Промысловые испытания скважин, Изучение кернов, Электрический и радиоактивный каротаж. Карта установления ГНК-строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого определяют контакт газ-нефть. Вопрос 7. Геологическое-строение нефтяной залежи. Геологическая документация (структурная карта, карта изопахит, геологические профили и т.д.), их содержание. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой; поверхность, ограничивающая его сверху, - кровлей. Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется поверхностью водо-нефтяного контакта (ВНК). Линия пересечения ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта есть внутренний контур нефтеносности. В случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом, залежь может иметь газовую шапку. Структурная карта – карта нарисованная с помощью изогипс изображающее пространственное положение геологических поверхностей. Карта изопахит(карты равной мощности) - характеризуют изменение мощности единого массивного пласта по площади(показывают относительные подьёмы и прогибы различных пластов и горизонтов). Геологический профиль - месторождения представляет собой сечение месторождения вертикальной плоскостью. Вопрос 8. Геологическое обоснование методов и систем разработки месторождений. После окончания разведочных работ (ППЭ-пробная промышленная эксплуатация) и подсчета запасов приступают к проектированию разработки. Проектные документы составляют на основе комплексного изучения геологопромысловых особенностей залежей продуктивных пластов, изучения их энергетической эксплуатации, полученной в процессе пробной эксплуатации. При этом намечается мероприятия по осуществлению рациональной разработки месторожденя, а так же размещению добывающих, нагнетательных скважин по определенной системе. Под системной разработки месторождени понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управлению этих процессов. В основе выбора системы разработки месторождения УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений: О выделении эксплуатационных объектов (ЭО) на многопластовом месторождении; Эксплуатационный объект - один пласт или группа пластов, предназначенных для совместной (одновременной) разработки одной серией эксплуатационных скважин при обеспечении возможности регулирования разрабртки каждого из пластов (объектов разработки). В зависимости от количества продуктивных пластов, толщины, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разрабртки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). О необходимости применении метода искуственного воздействия на залеж или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии; При необходимости - о методе воздействия и его оптимальной разновидности; О соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади: О плотности сетки скважин; О градиенте давления в эксплуатационном объекте; 5. О комплексе мероприятий по контролю и регулирования процесса разработки. Вопрос 9. Промыслово-геологический контроль разработки нефтяного месторождения. Показатели разработки залежи нефти. Занимается: 1. Изучение и анализ процесса извлечения нефти и газа из недр; 2. Выявление факторов влияющих на динамику добычи и обводненность залежи, полноту выработки запасов и другие показатели, характеризующие процесс разработки. Основная цель – оценка эффективности систем разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Технологические показатели разработки залежей нефти: 1. Годовая и накопленная( с начала разработки) добыча нефти, ж и г. 2. Темпы отбора – сопоставление начальных и остаточных извлекаемых запасов. 3. Годовая закачка агента(воды) и накопленная. Закачка воды- суммарная закачка воды в пласт. 4. Обводненность добываемой продукции. Текущая обводненность – доля воды в потоке. 5. Отбор нефти и газа от извлекаемых запасов. 6. Фонд добывающих и нагнетательных скважин. 7. Компенсация отбора жидкости закачкой воды. 8. Дебит скважины по нефти и по жидкости, приёмистость скважин. 9. КИН (текущий и проектный(конечный)). 10. Динамика пластового давления и объем бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из экспл. И др. |