- •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.
19.2 Температурне поле нафтового і газового пласта. Теплові методи нафтовіддачі - ???
Основні властивості температурного поля пласта
1. При русі нестисливої рідини в пористому пласті швидкість конвективного переносу тепла залежить прямо пропорційно від швидкості фільтрації, помноженої на відношення теплоємностей рідини та пористого середовища.
2. Температура в точці, яка рухається зі швидкістю конвективного переносу, зберігається постійною, якщо не враховувати дросельного ефекту та перешкод від варіацій теплопровідності. В таких умовах температурне поле пористого середовища переміщується з постійною об`ємною швидкістю.
3. Температурне поле в області дросельного ефекту перерозподіляється в часі з швидкістю конвективного переносу тепла і прагне точно скопіювати поле тиску.
4. Температурне поле дросельного ефекту не залежить від початкового температурного поля пласта і від температури рідини, що нагнітається. Воно має властивість сумуватись з температурними полями іншого походження.
5. Конвективний перенос тепла при вертикальній міграції зміщує геотерму, але не впливає на значення геотермічного градієнта на середніх та значних глибинах.
Температурне поле газового пласта
Стаціонарний поток газа. Має найбільше значення для петрофізичних досліджень (фільтрація). Криві зміни температури при однаковому прикладеному тиску для взірця, через який пропускається газ, наведений на рисунку 14.8. Питомий розхід газу однаковий. Тиск зі сторони області живлення 150 ат, температура 40 С. Перепад тиску для цього конкретного випадка становить Ро =50 ат, швидкість переноса тепла 2,25 метра за годину, процес стабілізації температур триає біля 4,5 годин. Падіння температури складає 0,86 від початкової.
Режим постійного відбору газу. Аналітичне рішення показало, що дросельний ефект в таких випадках мінімальний. В пласті проявлений ефект адіабатичного розширення газу з охолодженням колектора, який згасає з віддаленням від свердловини.
Ефект внутрішньопластового охолодження. Нагнітання газу в пласт з метою підтримки пластового тиску, активізації вторинної нафтовіддачи, а також закачування газу в пласти підземних сховищ приводить до охолодження пласта пропорційно падінню тиску (рисунок 14.9 ).
Висновки щодо температурних полів газового пласта полягають в наступному.
1. Незалежно від проникності пласта, зона усталеного розходу газу при роботі свердловини з постійним відбором відбувається швидше, ніж поширюється температурне поле. На віддалях від свердловини, де температурні та розходні градієнти зблансовані, розхід газу дорівнює відбору газу з точністю до 1 %. Тобто по кривих зміни вибійної температури можна прогнозувати пластовий тиск і розхід.
2. При значних депресіях на пласт значні зміни температур циклічно рознесені з полем тисків, відбувається постійний перерозподіл і температур і тисків з короткочасними періодами співпадінь (синхронної поведінки). Прогноз одної величини по іншій утруднений.
3. Якщо відбувається газова репресія на пласт, високі тиски нагнітання газу від`ємно впливають на коефіцієнт нафтовіддачі внаслідок дросельного ефекту. Дросельний ефект сприяє зональному погіршенню гідропровідності пласта. Таке регульоване погіршення може бути використано для захисту від водопритоків, в гідророзриві пласта, а також з метою штучного розділення продуктивних горизонтів.
4. Адіабатичний температурний ефект розширення або стискування газу в пористому середовищі створює температурні аномалії в усьому об`ємі газового покладу або газової шапки, яки зберігаються тривалий час. Динаміка формування або розформовування аномалій температури вказують на джерела процесів та на їх характер.