Вопрос 2.Породы-коллектора, их свойства.

Коллектора – горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения. Емкостные свойства: пористость – отношение объема пустот к общему объему горных пород, включающему пустотное пространство, занимаемое в недрах жидкостями или газом. Различают: 1)Общая пористость - характеризует суммарный объем всех пор, независимо открытые они или изолированные (закрытые), какую имеют форму, величину и взаимное расположение. Коэффициент полной пористости (kп) – отношение суммарного объема пор в образце породы (∑Vпор) к видимому его объему (Vобразца); 2)Открытая пористость – характеризует объем сообщающихся между собой пор (Vсообщ. пор). Коэффициент открытой пористости (kо) – отношение открытых сообщающихся пор к видимому объему образца; 3)Эффективная пористость - учитывает часть объема связанных между собой пор, насыщенных нефтью. Коэффициент эффективности (kэф) – отношение объема порового фильтра к видимому объему образца. Фильтрационные свойства: проницаемость – способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Различают: 1)Абсолютная проницаемость – определяется при условии, что порода насыщена однофазовым флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки используется воздух, газ или инертная жидкость. Величина выражается коэффициентом проницаемости, который определяет в лабораторных условиях покерну на основе закона Дарси; 2)Эффективная прницаемость – проницаемость горных пород для данной жидкости или газа придвижении в пустотном пространстве многофазовых систем; 3)Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Наибольшая проницаемость горных пород бывает в тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (2 фазы), эффективная проницаемость для нефти начинает уменьшаться, если по порам движутся 3 фазы (нефть, газ, вода), фазовая проницаемость для нефти еще больше уменьшается.

Вопрос 3. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Разработка газовых месторождений. Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругость и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения. При размещении скважин необходимо учитывать режим залежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендуется закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пластах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке. При разработке газовых залежей скважины обычно эксплуатируют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возникает необходимость ограничения отбора, например при неустойчивых породах пласта-коллектора, когда при больших отборах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при наличии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и условиями транспортировки. При необходимости подачи газа в магистральные газопроводы без компрессорных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4 – 5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно может быть значительно меньшим. Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с промышленными запасами, следует производить после выработки нефти из оторочки. В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной оторочки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта снижалось одинаково. При несоблюдении этого правила начинается перемещение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки ровной части нефти добывать газ из газовых шапок. Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопротивления в эксплуатационной колонне и увеличение дебитов рекомендуется больший диаметр скважин.

Разработка газоконденсатных месторождений. Залежи газа, содержащие в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными. Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке оконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержанием давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давлению и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15 – 20% превышающего давления на устьях скважин, и под этим давлением через нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90% конденсата. Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддержания пластового давления, то на первой стадии их разработки следует ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давления максимальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может достигать 75%.

Билет 20. Вопрос 1. Пликативные деформации.

Под действием пластических деформаций возникает нарушенное залегание пластов земной коры без разрыва их сплошности, такие формы нарушений называются пликативными деформациями (дислокациями). Среди пликативных деформаций выделяют: 1)Моноклиналь – представляют собой толщи пластов горных пород, равномерно наклоненных в одну сторону на значительном протяжении; 2)Складчатые деформации (антиклинальные и синклинальные складки) – волнообразные изгибы пластов без разрыва сплошности пород. Главное отличие антиклинальной складки от синклинальной – в ядре антиклинальной складки находятся породы более древние, чем на крыльях; 3)Флексуры – уступообразные нарушения горизонтально (моноклинально) лежащих пластов. Элементы складок: Крылья – боковые части складки, представляющие собой 2 более или менее ровные, часто плоские противоположные части изогнутого слоя или тела горной породы; Замок – участок перегиба или перехода одного крыла складки в другое, т. е. смыкания крыльев складки; Ядро – внутренняя часть складки, заключенная между ее крыльями и замком; Угол складки – составлен продолженными до пересечения поверхностями ее крыльев; Вершина складки – точка максимального перегиба на поперечном сечении замка складки; Осевая плоскость – плоскость или поверхность, делящая складку вдоль на 2 части так, что угол при вершине складки делится ее пополам; Шарнир складки – след от пересечения поверхности любого слоя складки осевой плоскости, представляет собой линию, проходящую через точки максимума перегиба поверхности одного слоя; Ось (осевая линия складки) – линия пересечения осевой поверхности складки с горизонтальной поверхностью; Угол падения крыла складки измеряется линейным (плоским) углом, составленным линией падения поверхности крыла и ее проекцией на горизонтальную плоскость.