- •8.7 Методика и принципы детальной корреляции.
- •9.3 Построение карт толщин.
- •8.6 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.
- •9.5 Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения.
- •9.2 Методы построения карт поверхности коллекторов.
- •9.6 Начальное пластовое давление в залежи.
- •9.8 Классификация запасов месторождений нефти и газа, категории запасов.
- •9.9 Методы подсчета запасов нефти, обоснование параметров.
- •9.10 Методы подсчета запасов газа. Подсчет запасов газа, расворенного в нефти.
- •9.11 Нефтегазоконденсатоотдача пластов.
- •8.10 Природные режимы нефтяных и газовых залежей.
- •9.12 Порядок подготовки месторождения к разработке.
- •9.13 Понятие о разработке и о системах разработки.
- •9.16 Геологические факторы влияющие на характер размещения скв.
- •9.17 Содержание геологической части документов
- •1) Общая характеристика залежи.
- •2. Без поддержания Рпл
- •9.19 Особенн-ти разр-ки газовых и газоконден-х мест-ий.
- •9.14.Понятие и разработка многопластовых месторождений.
- •2.Технологические показатели
- •9.15 Системы разработки при естественных режимах.
- •9.20. Методы контроля за разработкой в начальный период разр-ки. Методы контроля за разр-ой после составления пр.
- •9.22. Понятие о регулировании разработки. Методы регулир-я раз-ки н и г залежей.
- •9.23. Понятие об охвате залежи разработкой. Коэффициент охвата вытеснением. Влияние на степень охвата геологических и технологических факторов.
- •8.8 Хар-ка пл флюидов, учет свойств при разработке
8.8 Хар-ка пл флюидов, учет свойств при разработке
Нефть– гор ископаемое , сложенное из УВ и не УВ (высокомолекуляр орг соединения кисл, серы, азота), предстал масл ж-дь краснокор иногда чер цвета
УВ часть представлена : метановые, нафтеновые, аромат
Не УВ – смолы, асфальтены, парафин
Также присутств хлор, йод фосфор, мышьяк итд.
Св-ва: Рн – давл насыщения
-плотность нефти ( в пл у 0,6-0,8г/см3, в пов у 0,7-0,85 г/см3)
-вязкость ( от 0,5-2000Мпа*с), чаще 0,8-50 Мпа*с
-объём коэф=Vнпл/Vнпов
-пересч коэф=1/объём
-коэф усадки=1-1/объём коэф
-газосодержание (пл газ фактор)
-пром газ фактор
Газ
-свободный
-попутный
Свободный газ:
Залежи газа
Газ тект трещин
Газ вулканов
Газ шапка
Болотный газ
Газ каменоуг мес-й
Св-ва: раствор газа
-плотность
-вязкость 13-17*10-6 Па*с
-коэф сжим газа
-коэф сжим
-молек масса
Пл вода.
-почв
верховодка
грунт воды
пласт воды
воды тект трещен
Промысловая классиф:
-подошвенные
-краевые
(они бывают активные и неактивные)
-чуждые
-технологич
-тектон
Св-ва:
-плотность
-вязкость
-пов натяжения
-раствор способность
-электорпроводность (сопротивление)
-коэф сжимаем
Все эти св-ва нам необходимо знать для:
Определ объёмов закач воды
для подсчёта запасов
Мн/Мв – чем выше тем лучше
выбора способа подъёма флюида
расчит производ скважины
8.9 Начал Рпл, фак-ры влияющие на формирование Рпл. АНПД и АВПД, учет его в нефтегаз пром.
Рпл – это давление внутри порового прост-ва залежи, которое проявляется при вскрытии залежи.
Нач Рпл – это давление на забое 1 поиск скв.
Ф-ры:
1.горное давление: -геостат (давление вышележ толш)
-геотектон (давление деформаций)
2.Гидростат давление (давление столба жид-ти)
3.Сообщение м/у пластами (перетоки)
4.Хим вз-е вод и породы (выщел и оседание солей)
Анализ всех этих факторов позваляет спогноз давление пласта до его вскрытия.
Рпл обычно замеряют на всех стадиях разработки и различ след виды:
1.Нач Рпл – это давление на забое 1 поиск скв.
2.текРпл –давл в залежи на дату расчета
СтатРпл – Р в залежи когда вней устан стат равновесие (до нач, в процессе раз-ки)
Дин Рпл – Р когда отсутст сос-е покая
Рзаб-даление на забое раб свкажины.
Разница Рпл и Рзаб = дипрессия
Причины АВПД:
1.резкое воздым залежи
2.вдавл гп в поровое пр-во залежи
3.давление газ шапки
4.давление подстил вод при отсутствии гидродинамич окон
5.преобраз жид УВ в газообр УВ
6.Связь с нижележащ пластами
Причины АНПД:
1.Резкое погруж
2.Выщелач пор
3.Запеч залежи