- •Введение
- •Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей
- •1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, физики и химии.
- •1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводородов (ув) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и превращения газонефтяных систем.
- •1.3 Общие сведения об осадочно-миграционной теории органического происхождения ув и образования месторождений нефти и природного газа. Понятие о геологических ловушках для ув, типы ловушек.
- •1.4 Минералы и горные породы. Классификация горных пород. Породы-коллекторы нефти и газа (их основные типы и характеристики).
- •1.4.Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба.
- •Тема 2 Залежи и месторождения углеводородов
- •2.1 Залежи нефти и природного газа как единичные скопления ув в геологических ловушках. Месторождения нефти и газа.
- •Классификация залежей углеводородов
- •2.3 Пластовые воды залежей ув; расположение пластовых вод относительно нефтегазоносной части залежи.
- •2.4 Запасы нефти и природного газа. Категории запасов. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом.
- •Объемный метод подсчета запасов нефти
- •Объемный метод подсчета запасов газа
- •Тема 3. Пластовое давление в залежах ув
- •1 Газ; 2 нефть; 3 вода; 4 заводненная зона пласта; 5 точка замера давления в скважине; h расстояние от точки замера до условной плоскости
- •Тема 4. Физические параметры пластовых жидкостей и учет их изменения при разработке залежей нефти
- •4.2 Физические параметры пластовых вод.
- •Тема 5. Условия эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- •5.1 Условие притока флюидов к забоям скважин под действием упругих сил
- •5.2 Стационарные и нестационарные режимы исследования скважин (индикаторная кривая и кривая восстановления давления).
- •Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
- •Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)
- •5.3 Система «пласт-скважина» и способы эксплуатации скважин; предел фонтанирования скважины. Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды. Технологический режим работы скважин.
- •Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды.
- •Технологический режим работы скважин.
- •Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти
- •6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.
- •Площадное заводнение
- •1 Площади, не охваченные процессом
- •6.3 Стадии разработки нефтяной залежи; характеристика отдельных стадий. Основной период разработки залежи.
- •Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти
- •7.1 Термобарическая характеристика залежи. Влияние начальных температуры и давления в залежи и состава ув на возможный ход разработки.
- •7.2 Режимы работы пластов как проявление определенного вида пластовой энергии, под действием которой к забоям скважин движутся пластовые жидкости
- •7.3 Классификация режимов Водонапорный режим
- •Упругий режим
- •Упруговодонапорный режим
- •Газонапорный режим
- •Режим растворенного газа
- •Гравитационный режим
- •Сравнительный анализ режимов
- •Тема 8. Основы проектирования разработки месторождений нефти и газа
- •8.1 Цели и задачи проектирования разработки. Многостадийность проектирования разработки месторождений нефти
- •8.2 Виды проектных документов, их назначение.
- •Тема 9. Объект и система разработки
- •9.1 Выбор объектов по разрезу и площади месторождения. Объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки; обоснование целесообразности объединения
- •9.2 Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом. Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
- •Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом
- •Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
- •9.3 Схематизация формы залежи. Схематизация контуров нефтеносности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин.
- •9.4 Характеристика основных технологических показателей разработки. Характеристика основных экономических показателей разработки
- •9.5 Проведение гидродинамических расчетов основных показателей разработки
- •9.6 Понятие о рациональной системе разработки. Выбор рационального варианта
- •Тема 10. Основы анализа разработки
- •10.1 Цель и задачи анализа текущего состояния разработки в рамках авторского надзора. Методы проведения анализа.
- •Применение статистических методов и упрощенных методик для анализа и прогноза разработки, оценки эффективности проводимых на залежи геолого-технических мероприятий
- •10.2 Факторы, осложняющие процесс вытеснения нефти водой.
- •Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей
- •10.3 Различия вязкостей нефти и воды как фактор, осложняющий процесс вытеснения нефти. Параметр безразмерной вязкости μ0, его влияние на характер выработки запасов.
- •10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (кин).
- •10.5 Рациональное число и размещение проектных скважин. Основной фонд скважин. Резервные скважины.
- •10.6 Расчет процессов нагнетания.
- •Тема 11. Разработка залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам
- •11.1 Контроль и регулирование разработкой нефтяных залежей Контроль за процессом разработки
- •Регулирование процесса разработки (рпр)
- •11.2 Основы компьютерного моделировании строения залежей ув и их разработки
- •Основные виды исходных данных для цифрового геологического моделирования
- •Основные исходные данные для создания гидродинамической модели
- •Тема 12. Разработка газовых и газоконденсатных залежей
- •12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.
- •12.2 Физические свойства природных газов. Тепловые свойства природных газов. Дросселирование газов. Гидратообразование.
- •12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.
- •Тема 13 Способы эксплуатации газовых скважин
- •Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)
- •Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
- •Режимы работы газовых пластов
- •Газовый режим
- •Водонапорный режим
- •Размещение скважин при разработке газоконденсатных залежей
- •Определение показателей разработки при газовом режиме для периода нарастающей добычи
- •13.6 Особенности разработки газоконденсатной залежи. Явления обратной конденсации. Особенности разработки газонефтяных и нефтегазовых залежей
- •Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •Системы сбора газа на промысле. Промысловая подготовка газа к транспорту
- •Подземное хранение газа
- •Список литературы
- •Содержание
2.3 Пластовые воды залежей ув; расположение пластовых вод относительно нефтегазоносной части залежи.
К водам нефтегазовых месторождений относят воды, заполняющие породы – коллекторы, принимающие участие в строении углеводородного месторождения и прилегающих участков земной коры.
Вода в горных породах встречается в различной форме:
Химически связанная вода – входит в состав минералов и является составной частью структуры кристаллических решеток. Подразделяется на цеолитную (входит в состав минерала: SiO2nH2O– опал), кристаллизационную (при её извлечении один минерал преобразуется в другой: гипс и безводный гипс – ангидрит) и конституционную (без воды минерал разрушается).
2. Физически связанная вода – удерживается силами притяжения породы. Подразделяется на гигроскопическую, адсорбированную породами и прочно с ними связанную, и пленочную, обволакивающую частицу горной породы поверх гигроскопической
3. Свободная вода – представлена капиллярной водой, удерживаемой капиллярными силами, и гравитационной (свободной), способной свободно передвигаться по порам и пустотам породы под действием силы тяжести;
4.Вода в виде пара;
5.Вода в твердом состоянии (лёд).
В рыхлых породах, ниже уровня грунтовых вод, все поры заполнены водой (зона насыщения), выше – капиллярная зона (аэрации). По условиям образования подземные воды подразделяются на почвенные, верховодку, грунтовые, межпластовые (рис.2.8).
Грунтовые воды залегают на первом водоупоре. Их режим и химический состав зависят от свойств грунтов и поверхностных осадков. С грунтовыми водами связано водоснабжение колодцами.
Почвенные воды насыщают зону аэрации.
Верховодкой называют временное или сезонное скопление подземных вод в зоне аэрации над линзами непроницаемых пород.
Рис.2.8. Расположение грунтовых вод
Межпластовые воды залегают между двумя водоупорными толщами. Область их питания находится в районе выклинивания верхнего водоупорного горизонта. Межпластовые воды, находящиеся под давлением, называются артезианскими. Пьезометрический уровень, который устанавливается в скважине, вскрывшей такие воды, значительно выше кровли водоносного горизонта. Бассейны, содержащие артезианские воды, называются артезианскими. Например: Припятский, Днепровско-Донецкий артезианские бассейны.
В промысловой классификации воды делятся по пространственно-геологическому отношению к залежам углеводородов (рис.2.9.).
Рис.2.9. Расположение вод нефтяных месторождений
1 - вода со свободной поверхностью (ненапорная); 2 - верхняя относительно нефтеносного горизонта (напорная); з - краевая приконтурной зоны; 4 - нижняя относительно нефтеносного горизонта (напорная); 5 - краевая; 6 - подошвенная; 7 - глубинная, восходящая по сбросу; 8 - нефть; 9 - глины; Н - глубина уровня; h - напор
I. Пластовые воды:
1) краевые или контурные;
2) подошвенные;
3) промежуточные;
4) связанные (остаточные) – это капиллярные и защемленные внутри нефтегазового пласта воды.
II. Чуждые (посторонние) воды:
1) верхние относительно данного горизонта;
2) нижние относительно данного горизонта;
3) тектонические;
4) искусственно введенные в пласт.
Краевые, или контурные, воды залегают в пониженных частях нефтяных пластов. Краевые воды называют также подошвенными, в которых верхняя часть пласта насыщена нефтью, а нижняя — краевой водой. В некоторых случаях контакт между нефтью и водой залегает выше подошвы пласта и вода является подошвенной на всем протяжении нефтяной залежи.
К промежуточной воде относятся воды пластов или пропластков, залегающих в разрезе среди нефтяных пластов.
Верхними называются воды всех водоносных пластов, залегающих выше данного эксплуатационного пласта, а нижними — воды всех пластов, залегающих ниже данного нефтяного пласта. Тектоническими называются воды, поступающие по дислокационным трещинам. Искусственно введенные воды поступают в пласт для поддержания давления путем законтурного и внутриконтурного заводнения. В первом случае они постепенно замещают краевую и подошвенную воды, а во втором образуют самостоятельный очаг или фронт воды. К искусственно введенным водам следует относить также воды, попавшие в пласты при бурении и ремонтных работах.
Для добычи нефти большое значение имеют физико-химические свойства пластовой воды, так как при внедрении воды в нефтяную залежь могут развиваться физико-химические процессы, приводящие к изменению количества отдельных солей в воде. Эти явления могут еще больше усиливаться при закачке в законтурную область пласта или непосредственно в нефтяную залежь поверхностных вод.
Гидрогеологические наблюдения проводятся и при разработке залежей: изменение давления, нефте- и водонасыщенность пород, перемещение ВНК, ГНК, изменение химического состава, степени обводненности, дебитов. Это позволяет контролировать и регулировать режим эксплуатации залежей углеводородов. Контрольные, наблюдательные скважины должны равномерно освещать все части залежи: нефтяную, газовую, водонефтяную, газонефтяную, участки контуров нефтегазоносности. Число таких опорных скважин может достигать до 40 % всего числа действующих скважин. Минимальное количество опорных скважин составляет 2–5 %.
На месторождениях непрерывно проводятся работы по определению детального геологического строения объекта, динамики коэффициента продуктивности скважин, динамики пластового давления, а также по охвату объекта разработкой, характеру и динамике обводнения залежей, изменению коэффициента нефте- и газоотдачи.
При искусственном заводнении залежей, контроль за гидрогеологическими показателями пластовых вод очень важен для изучения динамического состояния залежи.
Подземные воды нефтепродуктивного пласта играют важную роль в образовании месторождения нефти, накопления ее в ловушках. Движущаяся вода вытесняет нефть и газ из пласта и заставляет их передвигаться, переносит фракции нефти и газа в виде пузырьков или растворенном состоянии. Фракции нефти и газа скапливаются в ловушках, куполообразных структурах, ограниченных сверху водоупорами, или в ловушках более сложного образования: стратиграфических, тектонических, литологических и т. д. Подземная вода, залегающая совместно с углеводородами, непрерывно воздействует на них, приводя к количественным и качественным изменениям.
Углеводороды образуются в материнских свитах пород, мигрируют. Для образования залежей углеводородов необходима их миграция в структурные ловушки. Миграция проходит по восстанию пласта в связи с меньшим удельным весом углеводородов, чем воды.
Таким образом, для образования залежей углеводородов необходимы тектонические движения, приводящие к наклонам пластов-коллекторов. Залежи углеводородов с течением времени и воздействием тектонических процессов получают связь с дневной поверхностью и могут быть разрушены. Может происходить усложнение структурных форм, возникновение новых. Происходит перераспределение нефтегазоносных залежей, изменение потоков движения подземных вод. В местах разгрузки появляются утечки газа и нефти.
Движущиеся воды увлекают и растворяют частицы углеводородов, могут перемещать залежь и выводить ее на дневную поверхность. Процесс разрушения залежей замедляется при низкой проницаемости коллекторов, вода обходит залежь, т.к. силы сцепления нефти и породы достаточно велики. Залежи нефти могут дегазироваться. Газ проходит в контурные воды и выносится. Нефть и газ могут выноситься водами и по тектоническим нарушениям. При интенсивном движении подземных вод газовые залежи могут быть разрушены в результате постепенного растворения и выноса газа.
Разрушение углеводородных залежей может происходить и в результате окисления кислородом и сульфатами, содержащимися в пластовых водах. Этот процесс выражен в залежах, близко расположенных к зонам инфильтрации. В разрушении углеводородов принимают участие микроорганизмы, которые развиваются при рН от 6 до 10, минерализации до 70 г/л. Окисление углеводородов происходит и молекулярным кислородом.