- •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.
13.1 Системи розробки покладів: принципи вибору, особливості реалізації.
Багатопластові родовища можуть розвідуватися розроблятися по системі згори-вниз, знизу вгору та комбінованою (рисунок 11.1 [1].
Система згори-вниз
Доцільно використовувати, якщо у верхній частині розрізу знаходяться основні високопродуктивні горизонти. Після розробки верхніх горизонтів буряться окремі розвідувальні та експлуатаційні свердловини на нижні горизонти, що збільшує витрати. В таких умовах перспективи родовища на нижні горизонти тривалий час залишаються нез`ясованими.
Розробка знизу-вгору
застосовують у більшості регіонів світу. Після розробки на технічно доступних глибинах нижніх або базових горизонтів їх ізолюють цементним мостом в експлуатаційній колоні, далі перфорують та освоюють черговий вищезалягаючий продуктивний горизонт.
Рисунок 11.1 [1]. Системи розробки знизу – вверх (СН-ВВ) та зверху – вниз (СВ-ВН). Послідовність буріння свердловин відповідає зростанню їх номерів.
Декілька продуктивних горизонтів можуть об`єднуватися в єдиний експлуатаційний об`єкт. Переваги розробки знизу-вгору: економія загального метражу буріння, прискорені темпи освоєння. Якщо перспективи нижніх горизонтів виявились низькими, можна швидко перейти на вищезалягаючі об`єкти в тих же свердловинах.
Недоліки системи знизу-вгору: вкладання значних коштів на початковій стадії розробки, особливо якщо об`єкти знаходяться на великих глибинах. Затримується розробка верхніх горизонтів. Якщо виникають ускладнення в розробці нижніх горизонтів і доводиться передчасно перейти вгору по розрізу, залишаються невибраними суттєві видобувні запаси. Під час розбурювання великих глибин кольматуються верхні горизонти.
Комбінована система розробки
Заснована на виділенні поверхів розробки, на кожен з яких бурять серії видобувних свердловин (рисунок 11.2 [2]). Поверхом розробки називають частину нафтогазоносного розрізу, яку експлуатують окремою серією видобувних свердловин. Виділення поверхів повинно мати економічне підгрунтя і геологічні передумови. Кількість поверхів в більшості випадків до трьох.
13.2 Діагностика фазового стану родовищ за вільними і супутніми газами. Використання критеріїв прогнозу.
До них, крім коефіцієнта жирності або сухості газів, випробувані та використовуються на практиці такі:
Коефіцієнт збагаченості вуглеводнями – відношення вмісту суми вуглеводнів до вмісту азоту (СН4 + С2Н6 + вищі) / N2. Змінюється в широкому діапазоні.
Коефіцієнт етанізації Ю.Коротаєва – Г. Степанової - відношення етану до пропану С2Н6 / C3Н8 :
Щодо газів нафтових покладів він складає 0,3 – 1,5,
нафтогазоконденсатних покладів 1 – 3;
газоконденсатних 2 – 6;
газових більше 5.
Коефіцієнт ізомерізації бутанів, або відношення вмісту ізобутану до вмісту нормального бутану
(i–C4H10) / ( n–C4H10). В газових покладах без нафтової облямівки коефіцієнт менший від 0,75; у покладах з облямівкою більший за 0,75.
Застосування в прогнозуванні лише одного показника малонадійне. Тому прагнуть використати кілька показників. Наприклад, обгрунтовано комплексний коефіціент прогнозу фазового стану і виділення типів покладів В.І. Старосельського.
При цьому оперують чотирма показниками:
А) сумарний вміст важких вуглеводнів;
Б) відношення С2/С3;
В) відношення 100С2 / ( С3 + С4 );
Г) 100 (С2 + вищі) / С1 = Коефіцієнт жирності КЖ.
Приклад використання діаграми наведено в таблиці 3.10. Підставляємо в діаграму Старосельського значения чотирьох одержаних коефіцієнтів і зносимо точки на діагональну лінію. Положення точок на діагональній лінії дає можливість встановити тип покладів:
Родовище 1 – ГК, родовище 2 – Г ( за трьома показниками), родовище 3 – НГК. Перевіряємо по Атласу родовищ [2].
В цілому, за вмістом компонентів і їх відношеннями газові скупчення мають більш виразні відмінності, ніж нафтові поклади за груповим та індивідуальним складом.