- •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.
5.1 Використання просторових змін властивостей газів та конденсатів з метою вирішення нафтогазопромислових задач.
Зміна властивостей вуглеводневих флюїдів в межах покладів полегшує контроль за розробкою покладів. Крім того, вони дозволяють прогнозувати склад флюїдів у продуктивній структурі, яка розкрита малою кількістю свердловин або в ній розбурена лише верхня частина продуктивної товщі.
Зміна властивостей нафт. В пласті відбувається гравітаційне розшарування води, нафти і газу за питомою вагою, в покладах розділяються за масою нафти різного складу. Основна частина смол і твердих вуглеводнів (парафін, церезин) нагромаджуються в нижній частині, а більша частина нафторозчиненого газу – у верхній. Є 6 видів диференціації нафт за властивостями (в першу чергу за густиною) у покладах:
класичний тип – збільшення густини нафт з глибиною для всього покладу, тобто по висоті покладу
Ріст густини з глибиною, але значне зростання густини біля ВНК, часто в шнуркових покладах. (родовище Буш-сіті, Канзас)
Рівномірна густина нафт в межах покладу, однак в зоні ВНК нафти перетворені до асфальтів з високою питомою вагою. ( родовище Іст-Тексас (США))
Диференціація по густині відсутня
З від`ємним пластовим градієнтом густини нафт.
Властивості змінюються без певної закономірності, наприклад, на Ромашкінському родовищі в Татарії
В тілі покладів змінюються також вмісти сірки, смол, асфальтенів, парафіна, величина виходу низькокиплячих фракцій тощо. З фізичних властивостей мінливими є оптична густина, в`язкість, люмінесценція, радіоактивність і ін.
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.
Приклади використання даних про зміну властивостей і складу флюїдів
1. Північний Кавказ.
За близькістю вертикальних градієнтів густини нафт аргументовано, що нафти Карабулакського, Заманкульського, Хаянкортського родовищ належать до одного резервуара.
Однак градієнти вмістів асфальтенів в нафті останнього родовища в 3-5 разів більші. Цей факт підкріплює інші геохімічні дані, які свідчать, що дані нафтові скупчення утворились в умовах активної латеральної міграції вуглеводнів і контактували з агресивними водами. Отже, умови їх збереження були гіршими, на що вказує також сусідство з активно циркулюючими пластовими водами.
Зміна властивостей газів. В газах, газових і газоконденсатних родовищ такі зміни менш контрастні. На ряді газонафтових і нафтогазових покладів склад і властивості газів сильно залежить від гіпсометричного положення газоносних пластів. Білясклепінневі частини покладу вміщують більше метану і менше суми важких вуглеводнів та вуглекислого газу. В занурених частинах покладу розподіл стає зворотнім. Розподіл складу газів в плані може відображати шлях їх міграції в процесі природного заповнення пастки.
По середньоазійському родовищу з теригенними колекторами Майлі-Су картина зважчення газу в напрямку осередка його генерації спостерігається в зануреному Західному склепінні, порівняно з Східним. Характерними ознаками наближення до ГВК частіше є зростання вмісту важких вуглеводнів та азоту і сірководню. В покладах з амплітудами структур у перші десятки метрів диференціація газів практично не вловлюється.
Однорідні властивості газів в цілому по газових родовищах маємо, коли колекторські властивості дуже добрі і їх літологічний склад витриманий на значній площі. Такими є поклади на родовищах Західного Узбекистану.
Якщо в нафтових покладах місцем найбільш інтенсивних змін складу нафт є зони ВНК, то в газових покладах це зони тектонічних порушень. Свідчення цьому – високі вмісти в таких зонах сірководню та вуглекислого газу.
Зміна властивостей конденсатів. Важлива особливість: у зв`язку з термодинамічною нестійкістю системи газ-конденсат в таких покладах можна одержувати корисну інформацію про первинний розподіл їх властивостей тільки на початкових етапах розробки.
Зміна властивостей газоконденсатів покладу залежить від : *тектонічної будови; *кутів падіння пластів; *висоти покладів.
Тобто, в першу чергу це фактори, які пов`язані зі змінами пластових тисків та температур. (род Середньої Азії).