- •2 Химические элементы и соединения в составе нефти.
- •3. Физические свойства нефти: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, тепловые и электрические свойства. Их количественная оценка и приделы изменения.
- •4. Физические свойства нефти.
- •5. Химически состав газа. Группа ув-ных газов и особенности их состава.
- •6. Физические свойства газа
- •8. Пористость горных пород. Виды пористости.
- •9. Проницаемость коллекторов, ее виды. Коэффициент проницаемости.
- •10. Водо-нефте-газонасыщенность пород коллекторов. Понятие об остаточной
- •11. Основные предпосылки и гипотезы органического происхождения нефти.
- •12. Основные предпосылки и гипотезы неорганического происхождения нефти.
- •13. Миграция нефти и газа. Основные пути, факторы и виды миграции.
- •14. Природные резервуары. Их типы и характеристика.
- •15. Ловушки нефти и газа. Схемы ловушек различных классов.
- •16. Понятие о залежах месторождениях нефти и газа. Схемы залежи и её элементы.
- •17. Классификация залежей ув по различным признакам.
- •1. Пластовая залежь:
- •18. Понятии е нефтегазоносных провинциях, областях и зонах нефтегазонасыщения.
- •19. Построение геологических профилей. Решаемые задачи.
- •21 Виды вод в горных породах.
- •22. Воды нефтяных месторождений. Промысловая классификация вод.
- •23. Пластовое давление.
- •25. Пластовая температура.
- •26. Водонапорный режим разработки нефтяных месторождени и.
- •27. Упруговодонапорный режим разработки нефтяных месторождений.
- •28. Газонапорный режим (режим газовой шапки)
- •29. Режим растворенного газа.
- •30. Гравитационный режим.
- •31. Газовый режим разработки газовых месторождений.
- •33. Понятие о категориях запасов. Требования, предъявляемые к рязведанности и изученности категорий запасов а,в.
- •34. Подсчёт запасов нефти объемным методом.
- •24. Карта изобар.
25. Пластовая температура.
Изучение изменения пластовой
температуры по объему продуктивного пласта и во времени необходимо при определении св-в пластовых флюидов, используемых в подсчете запасов нефти и газа, при проектировании и осуществлении разработки продуктивного пласта, установлении режима его работы и т.д. С увеличением глубины температура недр повышается. В различных районах земного шара градиенты температуры различны.
Параметры:геометрич.ступень-расст.в м при углублении на которую темпер.повыш.на 1 град.G=(H-h)/(T-t)
Геометрич.градиент-прирост температуры на кажд.100м Г=(T-t)*100/(H-h)
26. Водонапорный режим разработки нефтяных месторождени и.
Водонапорный режим - режим залежи, при к-ом Н. или Г. перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора Ж. или Г. природной (природный режим) или нагнетаемой (искусственный режим) в пласт водой.
Основным источником пластовой энергии, обеспечивающей продвижение Н. из пласта к забоям скважин, является напор краевых или подошвенных вод. Пластовые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из нее Н., обеспечивая в процессе разработке постоянное пластовое давление.
Отборы Н. в процессе разработки в основном остаются постоянными, но после извлечения 50 % запасов нефти начинают постепенно понижаться. Пластовое давление зависит от текущего отбора нефти. За счет продвижения подошвенных и краевых вод наблюдается интенсивное обводнение эксплуатационных скважин и как следствие этого падение добычи нефти.
Водонапорный режим за счет активного напора краевых и подошвенных вод наиболее эффективен, коэффициент нефтеотдачи составляет 0,7-0,8. При такой нефтеотдаче достигаются оптимальные темпы отбора, по скважинам наблюдается устойчивые дебиты нефти, получаемые фонтанным способом. Наличие устойчивых дебитов Н. не требует разработки мероприятий по поддержанию пластового давления путем закачки В., Г. или воздуха, что в свою очередь позволяет добывать наиболее дешевую по себестоимости нефть.
27. Упруговодонапорный режим разработки нефтяных месторождений.
Упруговодонапорный режим – режим залежи, при к-ом углеводороды вытесняются в скважины под действием напора краевой воды.
Основным источником пластовой энергии, продвигающей Н. к забоям скважины являются упругие силы воды, нефти, горных пород, находящихся в недрах под влиянием горного и
гидростатического давлений.
Отборы нефти постоянно понижаются.
Пластовое давление снижается.
Пластовое давление зависит как от текущего так и от суммарного отбора нефти и пластовой воды из залежи.
Упруговодонапорный режим менее эффективен по сравнению с водонапорным, коэффициент нефтеотдачи 0,4-0,7. Дебиты нефти по скважинам постоянно понижаются, причем в начальный период разработки Н. добывается фонтанным способом, а в конце - глубинно-насосная эксплуатация. С целью предотвращения падения пластового давления и стабилизации отборов Н. в залежах с развитием упруговодонапорного режима должны быть разработаны меры по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа и воздуха в пласт.