
- •131003 Бурение нефтяных и газовых скважин
- •131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
- •131003 Бурение нефтяных и газовых скважин
- •Практическая работа n 1
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Практическая работа № 2
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Практическая работа n 3
- •Методические указания
- •1.Глубинные (интрузивные) горные породы
- •2.Излившиеся (эффузивные) горные породы
- •3.Обломочные рыхлые горные породы.
- •4. Обломочные сцементированные горные породы
- •5. Хемогенные горные породы
- •6. Органогенные горные породы
- •7. Метаморфические горные породы зернистые (массивные)
- •Содержание работы
- •Практическая работа № 4
- •Методические указания
- •Содержание работы Порядок построения структурной карты.
- •План расположения скважин
- •Практическая работа № 5
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Исходные, видимые значения параметров элементов залегания слоя, полученные при расчистке одной точки наблюдения:
- •1. Азимут падения 230 градусов; 2. Азимут падения 140 градусов;
- •Практическая работа № 6
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Практическая работа № 7.
- •Содержание работы
- •Практическая работа № 8.
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Практическая работа № 9.
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Практическая работа № 10.
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Пример оформления профиля
- •Практическая работа № 11
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Практическая работа № 12.
- •Методические указания
- •Содержание работы
- •Перечень рекомендуемой литературы и Интернет-ресурсов
Содержание работы
Реальные пористые среды представляются идеализированными моделями - фиктивным и идеальным грунтами. Фиктивный - среда, состоящая из шариков, в частности, одного размера, идеальный - параллельные трубочки одного или разного диаметра.
Обозначения и размерности
- пористость - m - доли единиц или проценты;
- просветность - n - доли единиц или проценты;
- гранулометрический состав - проценты от массового или счетного содержания;
- эффективный диаметр - d - м (СИ), см (СГС, техническая);
- радиус пор - R - м (СИ), см (СГС, техническая);
- проницаемость –k – м2, мкм2 (СИ), д (дарси) (СГС, техническая)
1д » 1мкм2=10-12м2
Пористая среда.
Для фиктивного грунта, исходя из геометрических построений, Слихтер вывел зависимость для полной пористости
.
Из формулы имеем mo=0,259 при a=60о и mo=0,476 при a=90о.
Просветность n фиктивного грунта вычисляется по формуле
,
что даёт ms=0,0931 при a=60о и ms=0,476 при a=90о.
Задача 1 Определить пористость m, просветность ms фиктивного грунта, если угол укладки частиц a равен 60о, 70о, 80о, 90о. Построить график зависимости данных величин от угла укладки.
Проницаемость. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
где Q — объемный расход жидкости в единицу времени; υ — скорость линейной фильтрации; μ, — динамическая вязкость жидкости; F — площадь фильтрации; Δр — перепад давления; L — длина пористой среды
Задача 2. Определить коэффициент фильтрации и проницаемость, если известно, что площадь поперечного сечения горизонтально расположенного образца песчаника F=30см2, длина образца L=15 см, разность давлений на входе жидкости в образец и на выходе Dp=0,2aт, удельный вес жидкости g = 1000 кГ/м3, динамический коэффициент вязкости m=4 спз и расход Q равен 5 л/час.
Ответить на теоретические вопросы:
1. Охарактеризуйте важнейшие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
2. Запишите какими по литологическому составу могут быть породы-коллекторы и флюидоупоры. Приведите примеры соответствующих горных пород.
3. Объясните тот факт, что, несмотря на большую пористость, глина является практически непроницаемой породой.
4. Укажите, какие закономерности в изменении коллекторских свойств пород наблюдаются с увеличением их глубины залегания.
Практическая работа № 12.
Тема: Выделение промышленных типов месторождений
Цель: научиться определять типы природных резервуаров и типы залежей нефти и газа
Методические указания
Под геолого-промышленными типами месторождений полезных ископаемых понимаются такие, которые зарекомендовали себя как основные поставщики данного вида минерального сырья для промышленности.
Принято считать, что к основным мировым геолого-промышленным типам следует относить такие, на долю которых приходится не менее 1 % мировой добычи. Значение отдельных геолого-промышленных типов месторождений в сырьевой базе тех или иных полезных ископаемых разное, в связи с чем среди них выделяются главные, на которые приходится выше 5 — 10 % запасов (или добычи) соответствующего полезного ископаемого, и второстепенные — обычно менее 2 — 2,5%. При этом нужно иметь в виду, что в минерально-сырьевой базе отдельных государств ведущими геолого-промышленными типами могут служить такие, которые в мировом балансе запасов и добычи существенной роли не играют, и наоборот.
Классификация месторождений полезных ископаемых — разделение месторождений полезных ископаемых на группы (классы, серии, типы или более мелкие подразделения) на основе некоторых главных признаков, общих для месторождений, объединяемых в группы. Признаки, используемые для классификации, выбираются в соответствии с ее целевым назначением. Она может быть: 1) генетической (по генезису, т. е. по происхождению полезного ископаемого и по условиям образования его месторождений); 2) по вещественному составу полезных ископаемых (месторождения нефти, газов, углей, железорудные, медные, фосфоритов, различных солей и т. п.);3) минералогической (по минералогическому составу полезных ископаемых);4) морфологической (по форме, размерам и условиям залегания тел полезного ископаемого); 5) промышленной (горно-экономической), пользующейся признаками указанных др. классификаций в целях характеристики условий эксплуатации месторождений
Классификация залежей нефти и газа — предложено большое количество различных схем классификации залежей. Критически они рассмотрены в сводке Брода (1951), который выделяет 2 группы залежей: А) по типам природных резервуаров; Б) по соотношению подвижных веществ и природных резервуарах. В группе А выделены следующие подгруппы залежей (с родами и подродами для складчатых, платформенных и солянокупольных областей): пластовые сводовые, пластовые экранированные, массивные, литологически ограниченные. В группе Б выделены (с подразделением на классы): чисто газовые залежи, нефтяные с газовой шапкой, нефтяные, богатые растворенным газом, нефтяные, малонасыщенные газом. Из других предложенных классификаций можно отметить схемы Хельквиста (1944, 1946), Вассоевича (1952), Абрамовича (1952), Мирчинка (1955), Козленко (1957), Бакирова (1964).