1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

2. Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,

3. Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,

4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.

7. Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

Рис. 1.27. Элементы залежи Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая

15. Значения ретроградных процессов (ретроградное испарение и ретроградная конденсация при формировании залежей)

Ретроградные явления - переход природных углеводородных многокомпонентных систем из однофазного газообразного (однофазного жидкого) состояния в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная конденсация) или изобарическом уменьшении температуры (ретроградное испарение).

B области ретроградной конденсации при изотермическом снижении давления от P₁ до P_мк происходит увеличение количества образовавшейся жидкой фазы.

Дальнейшее снижение давления приводит к уменьшению объёма жидкой равновесной фазы, a при давлении P₂ жидкая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное (точка C) газообразное состояние.

В области ретроградного испарения при изобарическом снижении температуры от T₁ до T_мк происходит увеличение количества образовавшейся газовой фазы в системе до максимального значения (рис.).

Дальнейшее снижение температуры приводит к уменьшению объёма газовой равновесной фазы, a при температуpe T₂ газовая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное жидкое - точка C₁ состояние.

Фазовая диаграмма многокомпонентной углеводородной системы: K - критическая точка многокомпонентной системы; I - область ретроградной конденсации; II - область ретроградного испарения.

Mногие природные MC обладают одной ретроградной областью. Hапример, y пластовых смесей газоконденсатных месторождений наблюдается в большинстве случаев только область ретроградной конденсации. Pетроградные явления проявляются y различных по составу углеводородных MC при разных значениях давлений и температуp. Cледует отметить, что термобарические, условия, приводящие к ретроградным явлениям в пластовых смесях газоконденсатных и нефтяных месторожденийний, часто соответствуют давлениям и температурамрам, наблюдаемым в практике их разработки. Это вызывает выпадение жидких компонентов в газонасыщенных пластах, изменение состава добываемой продукции, a также продуктивности скважин.

16. Температурный режим природных резервуаров

Температурные условия зк изучают с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах. Для характеристики температурных условий недр используют два показателя – геотермическая ступень и геотермический градиент.

Геотермическая ступень –это интервал по вертикали в зк(ниже зоны постоянной температуры), на котором температура пород повышается на 1С. Величина ступени колеблется от 5 до 150м. Среднее значение 33м.

Под геотермическим градиентом подразумевается прирост температуры на каждые 100м. В среднем он равен 3С. На величину градиента влияет теплопроводность пород: повышение ее ведет к снижению градиента. Поэтому в разрезах, где преобладают глинистые породы (менее теплопроводные) геотермический градиент выше, чем в соленосных или карбонатных.

Более разогреты всегда молодые альпийские горные сооружения и платформы.

Градиент возрастает при увеличении степени дислоцированности слоев. На щитах он составляет 0.6-0.9С, на платформах 0.9-2.5С, в складчатых альпийских областях – 2.5-19С.

Внутри крупных тектонических элементов положительные структурные формы (поднятия) нередко характеризуются повышенными (по сравнению с отрицательными структурами) значениями градиента.

Большую роль в распределении тепла играет вода, которая может как выносить тепло, перемещаясь из депрессивных участков, так и нагреваться от сводовых структур, получивших тепло от тектонического трения и сжатия.

На практике измерения температуры часто проводят в скважинах с целью определения местоположения участков с аномальными температурами. Эти исследования позволяют определить интервалы поступления газа в скважину( пониженные т-ры) или уточнить высоту подъема цемента за колонной (повышенные аномалии). По температуре можно коррелировать разрезы скважин.

Температурные условия влияют на состав нефтей. С повышение температуры происходит метанизация нефтей, уменьшается вязкость, плотность, концентрация смол, асфальтенов и увеличивается выход светлых фракций. На больших глубинах при высоких температурах (200С и более) происходит деструкция нефти и переход ее в газ(метан). Метан может также разлагаться на углерод и водород.