6. Пласты-коллекторы и их свойства.

Пласты, обладающие системой пор (пустот), трещин, каверн и по которым могут перемещаться жидкости и газы, называют пластами-коллекторами (пески, песчаники, трещиноватые и кавернозные известняки).Они переслаиваются плотными осадочными горными породами, не имеющих пустот и по которым не могут перемещаться жидкости и газы (глины, плотные известняки). Подавляющая часть мировых запасов нефти приурочена к осадочным породам. Наиболее важными для пород-коллекторов являются те свойства, которые определяют их емкость и способность отдавать и пропускать через себя содержащихся в них нефть и газ (пористость и проницаемость.)Пористость- отношение суммарного объема всех пор образца породы к объему самого образца.Различают абсолютную, эффективную, динамическую пористость. Проницаемость - это способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор жидкости и газы или их смеси при наличии перепада давления.

7. Понятие объект разработки нефтяного или газового месторождения.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. (ТЕТРАДЬ)

8. Современные системы разработки месторождений нефти и газа

Основными элементами системы разработки являются схема размещения скважин и их количества. План расположения скважин на площади залежи называется сеткой скважин. Плотность сетки скважин – это площадь нефтегазоносности приходящаяся на одну скважину. Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем. Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь. Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению. Нетрудно видеть, что методами заводнения искусственно создается жестководонапорный режим работы залежи. Для поддержания пластового давления применяют также метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта . В этих целях используют нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут. В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пласта, или бурят специальные скважины.

Как видно, при закачке газа в газовую шапку искусственно создается газонапорный режим работы залежи. В настоящее время этот метод применяют редко в связи с дороговизной процесса и дефицитностью самого газа Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки. По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей: естественные это: гравитационный, упругий, упруговоднапорный, режим газовой шапки, режим растворенного газа. "Искусственный" - жестководонапорный. Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы. ( СМ ВОПРОС 3)