- •0.0. Орлов, m.I. Свдощук, в.Г. Омельченко о.М. Трубенко, m.I. Чорний нафто-газопромислова
- •Підручник
- •1Стор1я формування нафтогазопромислово1 геолог! I
- •1.1. Проблеми, повязан1
- •3 Нафтогазопромисловою геолопсю
- •1Стор1я формування нафтогазопромисловот геолопк
- •1.2. Св1товий видобуток нафти I газу
- •1.3. 1Стор1я геолопчних досл1дженб
- •12 Нафтогазопромислова геолопя
- •1.4. Динамка видобутку нафти I газу в украун1
- •1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни
- •1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт
- •2.1. Категорії свердловин
- •2.2. Геолого-технічний наряд на буріння свердловини
- •2.3. Вибір інтервалу відбору керна
- •2.4. Конструкція свердловини
- •2.5. Планування буріння свердловин
- •2.5.1. Перспективне планування
- •3.1. Відбір і вивчення керна
- •3.1.1. Бокові ґрунтоноси
- •3.1.2. Збереження керна
- •3.1.3. Опис керна, побудова кернограми
- •3.2. Відбір і вивчення шламу
- •3.2.1. Особливості відбору, методика опису і збереження шламу
- •3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі
- •3.2.4. Визначення тектонічних порушень насувного типу
- •3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном
- •3.3. Інші геологічні спостереження
- •3.3.1. Відбір проб нафти, газу та води
- •3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
- •3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
- •3.4.1. П'єзометричні свердловини
- •3.4.2. Контрольні свердловини
- •3.4.3. Нагнітальні свердловини
- •3.5. Геологічний контроль
- •3.6. Ускладнення
- •3.7. Геологічна документація
- •3.8. Геологічні методи вивчення розрізів свердловин у лабораторних умовах
- •3.8.1. Гранулометричний аналіз
- •3.8.2. Мінералогічний аналіз
- •3.8.3. Мікрофауністичніш аналіз
- •3.8.4. Спорово-пилковий аналіз
- •3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
- •3.8.6. Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз
- •3.8.7. Вивчення маркувальних горизонтів
- •3.8.8. Визначення пористості
- •3.8.9. Визначення проникності гірських порід
- •3.8.12. Визначення тиску насичення
- •3.8.13. Суть визначення співвідношень р—V— т пластових нафт
- •3.8.14. Визначення в'язкості пластової нафти
- •3.8.15. Поняття про складання рекомбінованоі проби нафти
- •4.1. Методи кореляції розрізів свердловин
- •4.1.1. Загальна кореляція
- •4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
- •4.1.3. Складання кореляційних схем
- •4.1.4. Складання
- •4.1.5. Регіональна кореляція
- •4.2. Складання геологічних профілів
- •4.2.1. Побудова геологічних профілів
- •4.3. Побудова структурних карт
- •4.3.1. Метод трикутників
- •4.3.2. Метод профілів
- •4.3.3. Метод сходження
- •4.3.4. Порядок знесення точок свердловин на структурних картах на лінію профілю
- •4.3.5. Умови, які впливають на точність побудови структурної карти
- •4.3.6. Урахування викривлення свердловини під час побудови структурних карт
- •4.3.7. Побудова карти поверхні
- •4.3.8. Побудова карт ефективних та ефективних нафтонасичених (газонасичених) товщин
- •4.4. Побудова карт
- •4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
- •4.4.8. Зональні карти
- •5.2. Радіоактивні методи каротажу
- •5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
- •5.3.1. Каротаж мікрозондами
- •5.3.2. Боковий каротаж
- •5.3.3. Термокаротаж
- •5.3.4. Кавернометрія
- •5.3.5. Газовий каротаж
- •5.3.6. Механічний каротаж
- •5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
- •5.3.8. Акустичний каротаж
- •5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)
- •5.4. Інтерпретація даних гдс
- •5.4.1. Розчленування
- •5.5. Використання геофізичних даних стосовно викривлених і спрямованих свердловин за азимутами і кутами їх відхилення від вертикалі
- •6.1. Гранулометричний склад порід
- •6.2. Пористість порід
- •6.3. Проникність порід
- •6.4. Тріщинуватість порід
- •6.5. П'єзопровідність гірських порід
- •6.6. Гідропровідність гірських порід
- •6.7. Вплив термодинамічних умов
- •6.8. Про можливість
- •6.9. Класифікація колекторів
- •7.2.1. Класифікація нафт
- •7.3. Фізико-хімічні властивості газу
- •7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика
- •8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
- •8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу
- •8.1.2. Використання термометрії
- •8.2. Пластові тиски в земній корі 8.2.1. Загальні положення
- •8.2.3. Інші причини формування нгпт
- •8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)
- •8.2.5. Використання інформації
- •8.2.9. Використання інформації
- •9.1. Сили, які утримують нафту в пласті
- •9.2. Сили,
- •9.2.1. Напір води
- •9.2.2. Тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки)
- •9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу
- •9.2.4. Пружність рідини і породи
- •10.1. Розкриття горизонтів
- •10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин
- •10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою
- •10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
- •10.3.1. Застосування пар
- •10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти
- •Розробка нафтових і газових родовищ
- •11.1.2. Система розробки знизу—вгору
- •11.1.3. Комбінована система розробки
- •11.1.4. Порядок виділення
- •11.2. Системи розробки
- •11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин
- •11.3. Особливості розробки
- •11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах
- •11.3.2. Поклади нафти
- •11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах
- •11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
- •11.3.5. Нафтові поклади
- •11.3.6. Нафтові облямівки
- •11.3.7. Газові поклади
- •11.3.8. Газоконденсатні поклади
- •11.3.9. Розташування видобувних свердловин у разі розробки покладів вв, пов'язаних із плікативно ускладненими структурами
- •11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів
- •12.1. Поняття про методи інтенсифікації та вторинні методи розробки
- •12.2. Методи інтенсифікації видобутку нафти і газу
- •12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах
- •12.1.4. Обробка привибійних зон свердловин твердити вибуховими речовинами
- •12.1.5. Інші види дії на пласт
- •13.1. Вибір об'єктів
- •13.2. Спостереження в процесі видобутку
- •13.4. Нагнітання газу
- •13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі
- •13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта
- •13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід
- •13.9. Застосування ультразвукових коливань
- •13.10. Витіснення нафти вуглекислим газом
- •13.11. Витіснення нафти
- •14.1. Організація геологічної служби на промислах
- •14.2. Геологічний контроль
- •14.4.2. Методи підрахунку запасів нафти
- •14.5. Охорона надр
- •14.5.1. Буріння свердловин
- •14.5.2. Випробування свердловин
- •14.5.3. Експлуатація нафтових і газових родовиш
11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
Нафтові поклади з газовою шапкою трапляються досить часто в нафтогазоносних регіонах усього світу. Ці поклади, відповідно, працюють на режимі газової шапки, який ще називають газонапірним режимом. Нафта в покладах рухається по колектору під дією тиску газу, що розширюється до вибоїв експлуатаційних свердловин, тобто до точок, де існують умови ослаблення зовнішнього, у цьому випадку геостатичного, тиску. Такі ділянки називають депресивними.
Нижче наведено геологічні особливості розробки нафтових покладів з газовими шапками.
Видобувні свердловини слід бурити на всю товщину продуктив ного пласта, але перфорують тільки інтервали, де в пласті зосереджена нафта, тобто нижче контакту газ— нафта.
У міру видобутку нафти з по кладу ніколи не дозволяється знижу вати пластовий тиск у покладі, щоб запобігти руху контакту газ—нафта вгору по пласту, тому що нафта, яка займає суху (газову) частину пласта, "змочує" стінки пор і стає майже пов ністю втраченою для видобутку. Це відбувається під дією молекулярних сил між нафтою, що проникла у суху
частину пласта, і стінками пор (див. розд. 9).
Поклади нафти з газовою шапкою експлуатують переважно з під тримкою тиску в газовій частині нафтогазового покладу з початкової стадії видобутку. Це досягається нагнітанням газу в газову шапку через нагніталь ні свердловини.
Унаслідок викладеного в пунктах 2 і 3 в процесі видобутку нафти з покладу контакт газ—нафта має поступово рухатись униз.
Видобуток газу з газової шапки допускається тільки після висна ження промислових запасів нафти.
При дотриманні правил експлуатації нафтових покладів з газонапір ним режимом коефіцієнт вилучення нафти з пласта може бути високим і досягати 0,6.
Якщо нафтовий поклад з газовою шапкою має і напірні води (рис. 11.16), які його підстилають (крайові або підошовні), то пластовий тиск у нафтогазовому покладі можна забезпечувати нагнітанням крім газу в газову шапку також води в напірні води. Втім це роблять рідко, оскільки під час нагнітання води в законтурні або підошовні води є небезпека того, що контакт газ—нафта рухатиметься в газову частину природного резервуара, що недопустимо.
Пластовий тиск у покладах нафти з газовою шапкою підтримують переважно закачуванням газу в газову шапку.
11.3.5. Нафтові поклади
з режимом розчиненого газу
У нафтових покладах з режимами розчиненого газу рухомою силою, яка примушує нафту рухатись по пласту в напрямку депресійних ділянок, де пробурені видобувні свердловини, і підійматись по свердловинах на поверхню, є розчинений в нафті газ. Такі поклади нафти характеризуються не лише пластовим тиском, а тиском насичення.
Тиск насичення — це тиск, за якого розчинений у нафті газ починає виділятись у привибійній зоні видобувної свердловини, тобто появляються перші бульбашки вільного газу, що виділився з нафти.
Головною особливістю розробки нафтових покладів з режимами розчиненого газу є недопущення зниження пластового тиску до величини, меншої за тиск насичення. Якщо пластовий тиск у нафтовому покладі стає меншим за тиск насичення, то розчинений у нафті газ починає з неї вивільнятися по всій площі нафтоносності і штучно формується газова шапка над нафтовим покладом, яка не має достатньо енергії, щоб примушувати нафту ефективно рухатися по пласту до вибоїв експлуатаційних свердловин і підійматися по них на поверхню. Енергія режиму розчиненого газу, таким чином, втрачається. Нафта починає дуже повільно рухатись, а газ вже не підіймає нафту на поверхню по свердловині. Тому в процесі експлуатації нафтових покладів з режимами розчинених газів, зазвичай, застосовують підтримку пластового тиску з початкової стадії його розробки.
Підтримку пластового тиску здійснюють різними методами залежно від геологічної будови родовища. Якщо поклад має крайові води, то підтримку пластового тиску можна здійснювати закачуванням у них води. Якщо ж немає крайових чи підошовних вод або крайові води є, але колекторні властивості пласта на периферійних ділянках низькі, то іноді удаються до площадного закачування газу в природний резервуар через нагнітальні свердловини, які розташовані за рідкою сіткою.
У процесі закачування газу в природний резервуар нафта донасичу-ється газом, і режим розчиненого газу в пласті зберігається, а в деяких випадках навіть поновлюється.