- •Взаємозв`язок складу і властивостей нафт. Способи прогнозу наявності нафтової облямівки та газової шапки.
- •1.2 Розрахунок стисливості газів за рівнянням газового стану. ???
- •1.3 Основні параметри бурових промивальних рідин. Способи їх визначення, обладнання.
- •2.1 Основні фізичні та фізико-хімічні характеристики пластових флюїдів. Термобаричні умови існування конденсатів.
- •2.2 Підрахунок запасів родовища нафти статистичним методом за кривими падіння видобутку.
- •2.3 Визначення розчинності вуглеводневих газів в прісній та мінералізованій воді.
- •Хід роботи:
- •3.1 Методи прогнозу фазового стану родовищ. Особливості освоєння нафтогазоносних басейнів. Закон Парето.
- •3.2 Показники неоднорідності пласта-колектора по ємнісно-фільтраційних властивостях і прогноз їх впливу на дебіти. ???
- •3.3 Визначення стисливості пластових вод, насичених та ненасичених вуглеводневими газами.
- •4.1 Класифікація нафтових і газових родовищ за запасами. Визначення генезису компонент газових сумішей неізотопними методами.
- •4.2 Принципи підрахунку запасів вуглеводнів методом матеріального балансу.
- •4.3 Визначення в`язкості води. Поправки за температуру, мінералізацію та тиск.
- •5.1 Використання просторових змін властивостей газів та конденсатів з метою вирішення нафтогазопромислових задач.
- •1. Північний Кавказ.
- •5.2 Порядок побудови карти контурів нафтогазоносності покладу з нахиленими внк та гнк та карти ефективних нафтогазонасичених товщин пласта.
- •5.3 Обчислення питомої ваги, об`ємного коефіцієнта та усадки нафти для пластових умов.
- •Хід виконання лабораторної роботи
- •6.1 Запечатування, руйнування та оновлювання покладів. Вплив стану покладу на пластову енергію та вибір режиму розробки.
- •6.3 Наближений розрахунок в`язкості в пластових умовах.
- •Хід виконання лабораторної роботи:
- •7.1 Зміна властивостей флюїдів в процесі розробки родовищ. Використання даних про зміну фізико-хімічних властивостей конденсатів.
- •7.2. Побудова карти приведених ізобар родовища та її інтерпретація.
- •7.3 Розрахунок початкових пластових тисків нафтогазоносного горизонта відносно умовного нульового рівня. Початкові умови
- •Рішення.
- •8.1 Геохімічні методи виявлення нафтових облямівок і газових шапок та контролю за переміщенням внк. Оцінка ймовірності випадіння парафіну в пласті і в свердловині.
- •8.2. Принципи підрахунку запасів вуглеводнів об`ємним методом.
- •8.3 Фонтанний спосіб експлуатації свердловин. Порядок визначення вибійного тиску по індикаторних кривих і діаграмах.
- •Хід виконання лабораторної роботи:
- •9.1 Нафтогазогенераційний потенціал осадових басейнів. Ізотопні дані в нафтогазопромисловій геології.
- •Ізотопні дані в нафтогазовій геології
- •9.2 Принципи підрахунку запасів вуглеводнів статистичним методом.
- •Перший статистичний спосіб (по кривих видобутку).
- •Представлення кривих падіння видобутку гіперболічною функцією
- •Другий статистичний спосіб (за характеристиками витіснення продукції водою)
- •9.3 Глибиннонасосний спосіб експлуатації свердловин. Розрахунок вибійного тиску та обводненості продукції.
- •10.1 Бітумінозність порід. Генетичні типи керогена. Нафтогазоматеринські світи.
- •10.2 Розрахунок коефіцієнту стисливості реальної газової суміші.
- •10.3 Поняття гідродинамічної недосконалості свердловин. Види недосконалості, розрахунок коефіцієнтів c1 I c2 за графіками Щурова. Приведений радіус свердловини.
- •Хід роботи Визначення коефіцієнтів с1 і с2 за графіками Щурова
- •Розрахунок приведеного радіуса досконалої свердловини
- •11.1 Джерела пластової енергії. Вплив змочуваності порід на рух пластових флюїдів. Гідрофільність та гідрофобність колекторів.
- •11.2 Перерахунок об`ємів, молекулярних мас і густин флюїду в пластові умови за рівнянням газового стану.
- •11.3 Коефіцієнт додаткових фільтраційних опорів (скін-ефект). Способи оцінки, приклад визначення.
- •12.1 Режими роботи нафтових та газових покладів. Системи розміщення розвідувальних, видобувних та нагнітальних свердловин.
- •12.2 Оцінка масштабів міграції вуглеводнів по газовому фактору і сухості газу.
- •12.3 Гідрогазодинамічні дослідження свердловин. Усталений режим. Лабораторне моделювання, послідовність визначення характеристик свердловини та пласта по модельних даних.
- •13.1 Системи розробки покладів: принципи вибору, особливості реалізації.
- •Система згори-вниз
- •Розробка знизу-вгору
- •Комбінована система розробки
- •13.2 Діагностика фазового стану родовищ за вільними і супутніми газами. Використання критеріїв прогнозу.
- •13.3 Усталений режим роботи свердловини. Інтерпретація індикаторних діаграм, складання рівняння припливу флюїду.
- •Дослідження свердловини на усталених режимах роботи
- •Пружна енергія породи та флюїда
- •14.1 Геометризація покладів нафти і газу. Показники мікро- та макронеоднорідності продуктивних пластів-колекторів.
- •14.2 Визначення рт-умов збереженості газогідратів певного компонентного складу.
- •14.3 Режим неусталеного припливу флюїду. Типи кривих припливу і їх інтерпретація. Поняття інтерференції свердловин.
- •15.1 Категорії та класи запасів і ресурсів. Методи підрахунку запасів і принципи кількісної оцінки ресурсів.
- •15.2 Класифікація водорозчинених газів по компонентному складу, визначеному в лабораторії. Вертикальна зональність вод по розчинених газах .
- •15.3 Нестаціонарний режим роботи свердловини. Квт, розрахунок характеристик пласта і свердловини.
- •16.1 Методи оцінки ресурсів за ступенем розвіданості надр в Україні та за кордоном.
- •16.2 Кількісні характеристики неоднорідності шаруватого середовища.
- •16.3 Інтерпретація досліджень свердловини, що експлуатує декілька продуктивних прошарків. Розрахунок міжпластових перетоків флюїду.
- •17.1 Підрахунок запасів газу та конденсату. Підрахункові плани.
- •17.2 Нормальні, типові і зведені геологічні розрізи. Кореляція пластів-колекторів.
- •17.3 Компресорний спосіб експлуатації свердловин. Обмежений і необмежений відбір флюїду.
- •18.1 Порядок підготовки родовищ України до підрахунку запасів. Гео-1–3.
- •18.2 Температурні режими покладів і теплові ефекти, пов`язані з розробкою. Ефект Джоуля-Томсона.
- •18.3 Порядок обчислення норми відбору нафти з свердловини (необмежений відбір).
- •19.1 Лабораторні та розрахункові методи урахування стисливості реальної суміші газів.
- •19.2 Температурне поле нафтового і газового пласта. Теплові методи нафтовіддачі - ???
- •19.3 Порядок обчислення характеристик рухливої водонафтової суміші в свердловині. Визначення густини та уявної динамічної в`язкості суміші.
- •Хід лабораторної роботи:
- •20.1 Структура і функції нафтогазопромислової геологічної служби.
- •20.2 Геометризація покладів нафти і газу. Визначення границь колекторів і покладів.
- •20.3 Особливості структури і властивостей рухливих водонафтових сумішей в свердловині.
- •21.1 Діагностика водоприпливів в свердловину. Способи ізоляції працюючих пластів.
- •21.3 Температурний градієнт, температурна ступінь. Визначення очікуваної пластової температури.
7.1 Зміна властивостей флюїдів в процесі розробки родовищ. Використання даних про зміну фізико-хімічних властивостей конденсатів.
Нафтові поклади. Властивості нафт при розробці змінюються: - в процесі переміщення цього флюїду до вибою свердловини; - в покладі в цілому в результаті фізико-хімічних процесів.
Густини нафт, які одержують із свердловин, зростають в процесі розробки. З периферійних частин покладу поступає нафта з більшою густиною. Є к-ка розподілів густини нафти: * 1-ий - пояснюється поступовим підтягуванням більш важких нафт з периферії покладу до видобувних свердловин в його контурі. * 2-3ій - Стрибкоподібне зростання густини, проявляється на останніх стадіях розробки, якщо пласт-колектор інтенсивно заводнюється з витісненням залишкової нафти *4-ий - з незмінною густиною нафт характерний для значних за розмірами і запасами покладів з малою диференціацією по глибині.
В процесі тривалої розробки зміни нафт можуть відбуватися також внаслідок таких причин: *втрати легких фракцій, в результаті чого густина збільшується; *окиснення водами (збільшення густини); * адсорбційного очищування породами-колекторами (пониження густини, смоли й асфальтени відстають або переходять в нерухомий стан).
Зміна густини при розробці більша в складчастих областях, ніж на платформах. Вона прямо пропорційна амплітудам (висотам покладів).
На густину нафт впливає також спосіб експлуатації. Якщо в експлуатацію неодночасно вводяться кілька горизонтів з різною проникністю та взаємною сполученістю і з нафтами різної вихідної густини, може спостерігатися полегшення питомої ваги нафт. Легші нафти менш в`язкі і швидше поступають до вибою свердловини.
Ознаку зменшення густини нафт в часі використовують як індикатор виснаження пластової енергії найкращих за фільтраційною енергією пластів. Це є сигналом необхідності проведення в свердловинах геолого-технічних заходів.
Газові поклади.
Зазвичай з початку розробки першим відбирається сухіший вуглеводневий газ, з найбільш проникних пластів. По азоту виявлені такі залежності: – абсолютні вмісти складають до 10 об`ємних % (якщо це не аномальні метан-азотні поклади); – вміст азоту в супутніх газах в процесі розробки зменшується в кілька разів;
Вміст сірководню у процесі розробки зростає в кілька разів (Оренбурзьке род);
Використання даних про зміну фізико-хімічних властивостей конденсатів
Коли розробляється газоконденсатний поклад, відбір газоконденсатної суміші приводить до падіння пластового тиску. З падінням тиску нижче початку конденсації (ретроградна конденсація) частина висококиплячих вуглеводнів виділяється в рідку фазу.
Розчинність вуглеводневих компонентів в пластовому газі залежить в першу чергу від температури і пластового тиску. Отже, якщо газоконденсатний поклад с початку розробки мав високий пластовий тиск, то конденсат при такому тиску більше збагачений високомолекулярними сполуками більшої густини, тому й густина конденсату буде висока.
Із зниженням пластового тиску, наприклад, коли поклад розробляється в режимі поступового виснаження, в рідку фазу починають переходити також низькокиплячі сполуки. При цьому зростає газоконденсатний фактор, зменшується вихід конденсату і зменшується його густина.
Ретроградні явища переводять з газової суміші в рідку фазу в першу чергу високомолекулярні сполуки, а саме нафтенові та ароматичні. Тому в процесі розробки у конденсаті відносно зростає кількість низькомолекулярних сполук, густина конденсату зменшується. На густину й інші властивості конденсатів можуть суттєво впливати темп відбору конденсату та близькість нафтових скупчень.
Розробка покладу супроводжується пониженням в`язкості пластового газу. Це відбувається тому, що газ передає рідкій (конденсатній) фазі частину високомолекулярних (висококиплячих) сполук. Це підвищує текучість газу.