Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений - Геология, гидрология и геодезия курс лекций

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Изучение и оценка ресурсов углеводородного сырья в статическом и динамическом состоянии; геологическое обеспечение эффективной разработки месторождений; методы геолого-промыслового контроля. Охрана недр и природы в процессе бурения и эксплуатации скважин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Астраханский государственный технический университет
Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
Лекционный курс «Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» состоит из трех взаимосвязанных частей:
1. Основы нефтегазопромысловой геологии
2. Подсчет запасов и оценка ресурсов углеводородного сырья
3. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений.
Главная цель изучения данной дисциплины - это геологическое обеспечение эффективной разработки нефти и газа.
В первой части показано, что нефтегазопромысловая геология - это наука, которая занимается изучением залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников углеводородного сырья.
Нефтегазопромысловая геология как наука зародилась в начале прошлого столетия (1900 год) и прошла длительный путь развития. Этот путь подразделяется на несколько этапов, отличающихся кругом решаемых вопросов, методами и средствами их решения. Современный этап, начавшийся в конце 40-х годов ХХ века, характеризуется широким применением методов воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей нефти. Результаты исследований нефтегазопромысловой геологии служат геологической основой для проектирования и регулирования залежей углеводородов. Нефтегазопромысловая геология рассматривает залежь нефти и газа до начала разработки как статическую геологическую систему, состоящую из взаимосвязанных элементов:
- природного резервуара, определенной формы со специфическим пустотным объемом;
Разрабатываемая залежь углеводородов рассматривается как комплексная динамическая система, меняющая свое состояние во времени.
Во второй части пособия приведены определения групп и категорий запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата. Подробно рассмотрены методы подсчёта запасов и оценки ресурсов нефти, газа конденсата и попутных компонентов. Для подсчета запасов нефти и газа необходимо всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа и знания особенностей условий их залегания.
В третьей части даются основные понятия геолого-промыслового обеспечения разработки залежей нефти и газа. Рассматриваются системы разработки многопластовых месторождений нефти и газа и отдельного эксплуатационного объекта, так же приведены системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, детально рассматриваются методы геолого-промыслового контроля за процессом разработки залежей углеводородов и методы повышения нефтеотдачи пласта.
Курс заканчивается темой: «Охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и разработки месторождений углеводородов». Таким образом, основные задачи данной дисциплины следующие:
- детальное изучение залежей углеводородов
- геологическое обоснование выбора систем разработки
- контроль разработки залежи нефти и газа с целью обоснования и выбора мер по управлению процессов разработки
- обобщение опыта разработки нефтяных и газовых месторождений
- планирование добычи нефти, газа, конденсата;
-подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов;
- охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и эксплуатации залежей углеводородов.
Каждое месторождение нефти, газа и конденсата вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с общегосударственных позиций наиболее рациональна для данного месторождения.
Разработка нефтяной (газовой) залежи - это комплекс работ, осуществляемых для управления процессом движения пластовых флюидов по пласту к забоям эксплуатационных скважин. Разработка нефтяной (газовой) залежи включает следующие элементы:
Ш порядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию;
Система разработки залежи нефти (газа) - это разбуривание залежи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учётом мероприятий по воздействию на пласт. Систему разработки называют рациональной, когда она при наиболее полном использовании пластовой энергии и применении мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает максимальное извлечение нефти и газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах с учётом конкретных геолого-экономических условий региона.
Развитие нефтяной и газовой промышленности в России имеет более чем столетнюю историю. Вплоть до середины 40-х годов Х1Х столетия разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, а также с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке.
Со средины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается с освоением месторождений платформенного типа с большими размерами площадей нефтеносности, значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малоэффективным природным режимом - упруговодонапорным, быстро переходящим в режим растворённого газа. Российские учёные и производственники в короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путём нагнетания в них воды.
Следующим шагом научно-технического прогресса явился поиск процессов обеспечивающих дальнейшее повышение эффективности разработки нефтяных залежей. В последние годы научно-инженерная мысль работает над созданием способов повышения эффективности заводнения. Одновременно изыскиваются и проходят опробование, промышленное испытание и внедрение новые методы воздействия на нефтяные пласты, которые основываются на принципиально новых физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов.
Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия на пласт.
В последний период в балансе месторождений углеводородов большую роль играют газоконденсатные месторождения.
И здесь одной из наиболее актуальных задач являются поиски экономически целесообразных методов разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте.
Раздел 1: «Методы изучения геологического строения недр и залежей углеводородов на промысловых площадях»
Глава 1. Геологические наблюдения и исследования при бурении скважин
Залежи УВ всегда изолированы от дневной поверхности и расположены на различной глубине - от нескольких сотен метров до нескольких километров - 5,0-7,0 км.
Основная цель геологических наблюдений за процессом бурения скважин состоит в изучении геологического строения месторождений и отдельных продуктивных горизонтов и насыщающих эти горизонты флюидов. Чем полнее и качественнее будет эта информация, тем качественней будет проект разработки месторождения.
За процессом бурения скважин должен осуществляться тщательный геологический контроль. По окончанию бурения скважины геолог должен получить о ней следующую информацию:
- геологический разрез скважины, литологию пройденных работ;
- положение в разрезе скважин пород-коллекторов;
- характер насыщения пород-коллекторов, чем они насыщены, каким пластовым флюидом
- техническое состояние скважин (конструкция скважин, распределение по стволу давления, температуры)
Особенно тщательный геологический контроль должен осуществляться при бурении разведочных скважин, на информации которых будет основано бурение эксплуатационных скважин на нефть и газ.
Методы изучения разрезов бурящихся скважин подразделяются на 2 группы:
Прямые методы позволяют нам прямо непосредственно получать информацию о пройденном разрезе литологии пород, вещественном составе, положении коллекторов и их насыщении.
Косвенные методы дают информацию о разрезе скважин по косвенным признакам, а именно по взаимосвязи их физических свойств с такими же их характеристиками как сопротивление прохождение электрического тока, магнитные, упругие.
Прямые методы основаны на изучении:
- образцов горных пород, отобранных из скважины в процессе бурения (керн, шлам, боковой грунтонос)
- отбор проб флюидов при попутном и стационарном опробовании.
- отбор проб пластового флюида при испытании в эксплуатационной колонне
- наблюдение за осложнениями в процессе бурения (обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, проявления пластового флюида )
Косвенные методы позволяют судить о вещественном составе разреза скважин, коллекторских свойствах, характера насыщения пород-коллекторов пластовым флюидом по косвенным признакам: естественная или искусственная радиоактивность, способность породы проводить электрический ток, акустические свойства, магнитные, тепловые.
Керновый материал является основной информацией о скважине.
Выбор интервала бурения с отбором керна зависит от поставленных геологических задач.
На новых еще слабо изученных месторождениях при бурении первых скважин рекомендуется производить сплошной отбор керна в совокупности с комплексов геофизических исследований. На месторождения, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале керн нужно отбирать лишь в контактах свит, а в неизученном интервале - производить сплошной отбор керна (см рис. 1)
В эксплуатационных скважинах керн не отбирается и все наблюдения основаны на информации каротажа и наблюдений за процессом бурения. В этом случае керн отбирается в продуктивном горизонте для его детального изучения.
При изучении керна необходимо получить следующую информацию о скважине:
- вещественный состав породы и их стратиграфическая принадлежность
- структурные особенности пород и возможные условия их залегания
Образцы пород, которые отправляют в лабораторию для исследования содержания УВ, парафинируют (завертывают в марли и несколько раз погружают в расплавленный парафин, давая каждый раз затвердеть парафину, пропитавшему марлю). Затем запарафинированные образцы помещают в металлические банки с плоскими крышками. Образцы перекладывают ватой или мягкой бумагой и отправляют в лабораторию на исследование. Оставшуюся часть керна сдают в кернохранилище.
Признаки нефти и газа в кернах должны быть предварительно изучены на буровой на свежих образцах и изломах и затем более детально - в лаборатории промыслового управления.
Рис.1 - а - бурение без отбора керна; б - бурение с отбором керна
Интервалы проходки скважины с отбором керна определяются целью бурения и степенью изучения разреза. Все глубокие скважины подразделяются на 5 категорий: - опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные.
Опорные скважины бурятся для изучения общего геологического строения в новых неизученных глубоким бурением территориях. Отбор керна производится равномерно по всему стволу скважины. При этом проходка с отбором керна составляет от 50 до 100% общей глубины скважин.
Параметрические скважины бурятся для изучения геологического строения и перспектив нефтегазоносности новых территорий, а также для увязки геологических и геофизических материалов. Проходка с отбором керна составляет не менее 20% от общей глубины скважины.
Поисковые скважины бурятся с целью поисков залежей нефти и газа. Отбор керна здесь производится в интервалах залегания продуктивных горизонтов и контактов различных стратиграфических подразделений. С отбором керна проходится не более 10-12% глубины скважин.
Разведочные скважины бурятся в пределах площадей с установленной нефтегазоносностью с целью подготовки залежи к разработке. Керн отбирают только в интервалах продуктивных горизонтов в пределах 6-8% от глубины скважины.
Эксплуатационные скважины бурятся с целью разработки нефтяных и газовых залежей. Керн, как правило, не отбирается. Однако, в отдельных случаях для изучения продуктивного пласта практикуется отбор керна в 10% скважин равномерно расположенных по площади.
Интервалы с отбором керна проходят специальными долотами - колонковыми, которые в центре долота оставляют не разбуренную породу, называемую керн и поднимают ее на поверхность. Разбуренная часть породы называется шлам, который выносится на поверхность струей бурового раствора в процессе бурения.
Отбор образцов пород с помощью боковых грунтоносов
Этот метод применяется тогда, когда в запланированном интервале не удалось отобрать керн. Кроме того еще тогда, когда по результатом геофизических исследований после окончания бурения скважинами выявлены горизонты представляющие интерес с точки зрения нефтегазоносности, однако керном этот интервал не освещен. С помощью бокового грунтоноса со стенки скважины отбирается образец горной породы. В настоящее время применяется 2 разновидности проборов:
Принцип действия стреляющего грунтоноса: на трубах спускается против интересующего нас интервала гирлянда патронов. При взрыве гильзы врезаются в стенки скважины. При подъеме инструмента гильзы на стальных поводках с захваченной горной породой из стенки скважины поднимаются наверх.
- в твердую породу боек не внедряется
Сверлящие боковые грунтоносы - имитация горизонтального бурения, получаем образцы малого объема.
В процессе бурения долота разрушают горную породу и струей промывочной жидкости обломки горной породы выносятся на поверхность. Эти обломки, частицы горной породы называются шлам. На поверхности их отбирают, отмывают от бурового раствора и тщательно изучают т.е. определяют вещественный состав этих обломков. Результаты исследований наносят на график в соответствии с глубиной отбора шлама. Такая диаграмма называется шламмограммой (см.рис. 2) В процессе бурения шлам отбирается во всех категориях скважин.
Геофизические методы исследования скважин изучаются самостоятельно при изучении курса ГИС.
В процессе бурения скважин буровой раствор омывает продуктивный пласт. Частицы нефти и газа попадают в раствор и выносятся вместе с ним на поверхность, где специальным пробоотборником производится дегазация бурового раствора, изучается содержание легких УВ и общее содержание углеводородных газов. Результаты исследования наносят на специальную диаграмму газового каротажа (см. рис. 3).
Если в процессе бурения установлено наличие продуктивного пласта, то проба газа с помощью хроматографа исследуется на содержание отдельных компонентов непосредственно на буровой скважине.
Изучается скорость проходки, фиксируется время затраченное на бурение 1м и результаты наносятся на специальный бланк (см рис 4).
Рис. 4. бланк механического каротажа
Кавернометрия - непрерывное определение диаметра скважины с помощью каверномера.
В процессе бурения диаметр скважины отличается от диаметра долота и меняется в зависимости от литологического типа пород. Например, в интервале залегания проницаемых песчаных пород происходит сужение, уменьшение диаметра скважины, в следствии образования глинистой корки на стенках скважины. В интервале залегания глинистых пород наоборот, наблюдается увеличение диаметра скважины по сравнению с диаметром долота в результате насыщения глинистых пород фильтратом бурового раствора и дальнейшим обвалом стенок скважины (см. рис. 5). В интервале залегания карбонатных пород диаметр скважины соответствует диаметру долота.
Рис. 5. Увеличение и уменьшение диаметра скважины в зависимости от литологии пород
Наблюдения за параметрами бурового раствора, нефтегазоводопроявлениями
В процессе бурения скважины могут иметь место следующие осложнения:
- обвал стенок скважин, что приводит к прихвату бурового инструмента;
- поглощение бурового раствора, вплоть до его катастрофического ухода- при вскрытии зон разрывных нарушений;
- разжижение бурового раствора, уменьшение его плотности, что может привести к выбросу нефти или газа.
Попутное и стационарное опробование продуктивного пласта
Различают попутное и стационарное опробование продуктивного пласта.
Попутное опробование продуктивного пласта заключается в отборе проб нефти, газа и воды из продуктивных пластов в процессе бурения с помощью специальных приборов:
- опробователь пластов на каротажном кабеле ОПК
- испытатель пластов на бурильных трубах - КИИ (комплект испытательных инструментов)
Стационарное опробование производится по окончании бурения скважины.
В результате испытания пластов получают следующую информацию:
2. информация о пластовом давлении;
4. сведения о проницаемости породы - коллектора.
Проектная документация на строительство скважин
Основной документ на строительство скважин - геолого-технический наряд. Он состоит из 3-х частей:
В геологической части содержится следующая информация о скважине:
- возраст пород, глубина залегания, углы падения, крепость
- интервалы возможных осложнений, интервалы отбора керна.
-режим бурения (нагрузка на долото, производительность буровых насосов, число оборотов ротора)
- глубина спуска колонн и их количество, диаметр
-высота подъема цемента за колонной и т.д.
Глава 2 Методы геологической обработки материалов бурения скважин и изучение геологического строения месторождения
Геологическая обработка материалов бурения скважин дает возможность построить профиль месторождения и структурные карты по кровле продуктивного пласта, позволяющие получить полное представление о строении месторождения. Для детального изучения всех вопросов строения месторождения необходимо провести тщательную корреляцию (сопоставление разрезов скважин).
Корреляция разрезов скважин заключается в выделении опорных пластов и определении глубины их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их толщин и литологического состава. В нефтепромысловом деле различают общую корреляцию разрезов скважин и зональную (детальную). При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин в целом от устья скважины до забоя по одному или нескольким горизонтам (реперам) Смотри рисунок 6.
Детальная (зональная) корреляция проводится для детального изучения отдельных пластов и пачек.
Результаты корреляции представляются в виде корреляционной схемы. Репер (маркирующий горизонт) - это пласт в разрезе скважины, который резко отличается по своим характеристикам (вещественный состав, радиоактивность, электрические свойства и т.д.) от выше- и нижележащих пластов. Он должен:
- легко находиться в разрезе скважин;
- присутствовать в разрезе всех скважин;
- иметь небольшую, но постоянную величину.
При зональной корреляции за реперную поверхность принимают кровля продуктивного пласта. Если она размыта - подошву. Если и она размыта, то выбирают любой выдержанный в пределах площади пласт, пропласток внутри пласта.
Составление разрезов месторождения - типовых, средненормальных, сводных
При выполнении общей корреляции получаем информацию о напластовании пород и их толщине. Эта информация необходима для построения разреза месторождения. На таком разрезе приводится усредненная характеристика горных пород, их возраст и толщина.
Если используется вертикальная толщина пластов - разрез называется типовым разрезом. Такие разрезы составляют на промысловых площадях. На разведочных площадях составляются средненормальные разрезы, где используются истинные (нормальные) толщины пласта.
В том случае, когда разрез месторождения существенно меняется по площади - строятся сводные разрезы. При составлении литологической колонки на сводном разрезе используют максимальную толщину каждого пласта, а в колонке «толщина» приводится максимальное и минимальное его значение.
Составление геологического профильного разреза месторождения
Геологический профильный разрез - графическое изображение строения недр по определенной линии в проекции на вертикальную плоскость. В зависимости от положения на структуре выделяются профильные (1-1), поперечные (2-4) и диагональные (5-5) разрезы.
Существуют определенные правила ориентировки линии профиля на чертеже. Справа находится север, восток, северо-восток, юго-восток.
Слева - юг, запад, юго-запад, северо-запад.
Для построения профильного разреза месторождения наиболее часто используются масштабы 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.
Во избежание искажения углов падения пород вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются одинаковыми. Но для наглядности изображения вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются различными. Например масштаб вертикальный 1:1000, а горизонтальный 1:10000.
Если скважины искривлены - сначала строим горизонтальные и вертикальные проекции искривленных стволов скважин, наносим вертикальные проекции на чертеж и строим профиль.
Последовательность построения профильного разреза месторождения
Проводится линия уровня моря - 0-0 и на ней откладываем положение скважины. Положение 1-ой скважины выбирается произвольно. Через полученные точки проводим вертикальные линии, на которых в масштабе профиля откладываем альтитуды устьев скважин. Соединяем устья скважин плавной линией - получаем рельеф местности.
Рис. 9. Профильный разрез месторождения
От устья скважины строим стволы скважин до забоя. Проекции искривленных стволов перекалываем на чертеж. По стволу скважин откладываем глубины залегания стратиграфических горизонтов, элементы залегания, глубины разрывных нарушений, которые приводятся в первую очередь.
Структурная карта- это геологический чертеж, отображающий в горизонталях подземный рельеф кровли или подошвы какого-либо одного горизонта, в отличие от топографической карты, показывающей в горизонталях рельеф Земной поверхности, в строении которой могут участвовать горизонты различного возраста.
Структурная карта дает четкое представление о строении недр, обеспечивает точное проектирование эксплуатационных и разведочных скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, распределение пластовых давлений по площади залежи. Пример построения структурной карты приведен на рисунке 10.
Рис. 10. Пример построения структурной карты
При построении структурной карты за базисную плоскость обычно принимают уровень моря, от которого отсчитывают горизонтали (изогипсы) подземного рельефа.
Отметки ниже уровня моря берутся со знаком минус, выше со знаком плюс.
Равные по высоте промежутки между изогипсами называется сечением изогипс .
В промысловой практике обычно применяются следующие способы построения структурных карт:
- способ треугольников - для ненарушенных структур.
- способ профилей - для сильно нарушенных структур.
Построение структурной карты способом треугольников состоит в том, что скважины соединяются линиями, образуя систему треугольников, желательно равносторонних. Затем между точками вскрытия пласта проводим интерполяцию. Соединяем одноименные отметки- получаем структурную карту.
Абсолютная отметка точки вскрытия пласта определяется по формуле:
А.О.- абсолютная отметка точки вскрытия пласта - это расстояние по вертикали от уровня моря до точки вскрытия пласта, м.
Al - альтитуда устья скважины - расстояние по вертикали от уровня моря до устья скважин, м.
l -глубина вскрытия пласта - расстояние от устья скважин до точки вскрытия пласта, м.
УД l - поправка на кривизну скважин, м.
На рисунке 11 приведены различные варианты вскрытия пласта:
Рис. 11. Различные варианты вскрытия пласта
Условия залегания нефти, газа и воды в недрах
Для осуществления рациональной системы разработки и организации эффективной эксплуатации нефтегазоносных пластов необходимо знать их физические и коллекторские свойства, физико-химические свойства содержащихся в них пластовых флюидов, условия их распределения в пласте, гидрогеологические особенности пласта.
Физические свойства горных пород - коллекторов
Продуктивные пласты нефтяных месторождений, содержащие углеводороды, характеризуются следующими основными свойствами:
- насыщенностью пород нефтью, газом, водой в различных условиях их залегания;
- молекулярно- поверхностные свойства при взаимодействии с нефтью, газом, водой.
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). Пористость определяет способность породы вмещать в себя пластовый флюид.
Пористость- отношение объема пор образца к его объему, выраженное в процентах.
Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости - отношение объема пор образца к объему образца в долях единицы.
Различные горные породы характеризуются различными значениями пористости, например:
В промысловой практике выделяются следующие виды пористости:
- общая (абсолютная, физическая, полная) - это разность между объемом образца и объемом составляющих его зерен.
- открытая (пористость насыщения) - объем всех сообщающиеся между собой пор и трещин, в которые проникает жидкость или газ;
- эффективная - объем пор, насыщенных нефтью или газом за вычетом содержания связанной воды в порах;
Коэффициент эффективности пористости - это произведение коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности.
Карбонатные породы являются продуктивными при пористости равной 6-10% и выше.
Пористость песчаных пород колеблется в пределах 3 - 40%, в основном 16-25%.
Пористость определяют путем лабораторного анализа образцов либо по результатам ГИС.
Проницаемость горной породы [к] - способность ее пропускать пластовый флюид.
Одни породы, например глины имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. Другие известняки - наоборот - малую пористость, но высокую проницаемость.
В нефтепромысловой практике различают следующие виды проницаемости:
Абсолютная проницаемость - это проницаемость пористой среды при движении в ней одной фазы (нефти, газа или воды). В качестве абсолютной проницаемости принято считать проницаемость пород, определенную по газу (азоту) - после экстракции и высушивания породы до постоянного веса. Абсолютная проницаемость характеризует природу самой среды.
Фазовая проницаемость (эффективная) - это проницаемость породы для данного флюида при наличии и движении в порах многофазных систем.
Относительная проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
При изучении проницаемости пород пользуются формулой линейного закона фильтрации Дарси, по которой скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости.
Q - объемный расход жидкости через породу за 1 сек. - м 3
V -скорость линейной фильтрации - м/с
м - динамическая вязкость жидкости, н с/м 2 ья скважины строим стволы скважин до забоя. а которых в масштабе профиля откладываем альтитуды устьев скважин.
ДP - перепад давления на длине образца L ,МПа
k -коэффициент пропорциональности ( коэффициент проницаемости), определяется по формуле:
Единицы измерения при этом следующие:
[ L ]-м [ F ]-м 2 [ Q ]-м 3 /с [ P ]-н/м 2 [ м ]-нс/м 2
При всех значениях коэффициентов равных единицы, размерность k есть м 2
Физический смысл размерности k это площадь. Проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым осуществляется фильтрация пластового флюида.
В промысловом деле для оценки проницаемости пользуются практической единицей - дарси - которая в 10 12 раз меньше чем k =1 м 2 .
За единицу в 1д принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см 2 расход жидкости вязкостью 1сП (санти-пуаз) составляет 1 см 3 /с . Величина 0,001 д - называется миллидарси.
Нефте - и газоносные пласты имеют проницаемость порядка 10-20 md до 200 md.
Рис. 12. Относительная проницаемость воды и керосина
Из рис. 12, видно, что относительная проницаемость для керосина Кок - быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности пласта. При достижении водонасыщенности Кв - до 50% коэффициент относительной проницаемости для керосина Кок снижается до 25%. При увеличении Кв до 80%, Кок снижается до 0 и через пористую среду фильтруется чистая вода. Изменение относительной проницаемости для воды происходит в обратном направлении.
Условия залегания нефти, газа и воды в залежах
Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых пористыми и перекрывающими их непроницаемыми породами (покрышками). Эти структуры называются ловушками.
В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:
-нефтяные с растворенным в нефти газом.
Нефть и газ располагаются в залежи соответственно своим плотностям: в верхней части залегает газ, ниже - нефть, и еще ниже - вода (смотри рисунок 13).
Кроме нефти и газа в нефтяной и газовых частях пластов содержится еще и вода в виде тонких слоев на стенках пор и субкапиллярных трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. Эту воду называют «связанной » или «остаточной». Содержание «связанной » воды составляет 10-30% от суммарного объема порового пространства.
Рис.13. Распределение нефти, газа и воды в залежи
- водонефтяной контакт (ВНК) - граница между нефтяной и водяной частями залежи.
- газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газовой и нефтяной частями залежи.
- газоводяной контакт (ГВК) - граница между газонасыщенной и водонасыщенной частями залежи.
- внешний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с кровлей продуктивного пласта.
- внутренний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с подошвой продуктивного пласта;
- приконтурная зона - это часть залежи нефти между внешним и внутренним контурами нефтеносности;
Скважины пробуренные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскрывают нефтяной пласт на всю толщину.
Скважины пробуренные в пределах приконтурной зоны, вскрывают в верхней части - нефтенасыщенный пласт, ниже ВНК - водонасыщенную часть.
Скважины, пробуренные за профилями внешнего контура нефтеносности, вскрывают водонасыщенную часть пласта.
Коэффициент водонасыщенности - отношение объема воды в образце к объему пор образца.
Коэффициент нефтенасыщенности - отношение объема нефти в образце к объему пор образца.
Между этими коэффициентами сущес
Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений курс лекций. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Isaac Bashevis Singer Essay Research Paper Research
Реферат: Понятие и функции рынка
Реферат по теме Блок возбуждения для ВТП
Лабораторная Работа Передвижение Воды Минеральных Веществ
Контрольная Работа На Тему История России В Начале 17 Века (Смутное Время)
Сочинение Пересказ По Рассказу Смерть Ермака
Реферат: Понятие хозяйственного права
Реферат: Architecture And Design Essay Research Paper This
Сочинение: Почему несчастен отец Горио? (по Бальзаку Отец Горио)
Курсовая работа по теме Неподаткові надходження та їх роль у доходах бюджету
Эссе На Тему День Рождения
Реферат На Тему Государственная Политика В Области Занятости
Эссе Роль Информации В Современной Рыночной Экономике
Реферат: Этика и этикет: единство и различие. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Способи і заходи захисту від шуму в поліграфії
Реферат: The Heidi Chronicles Essay Research Paper The
Қазақ Халқының Дәстүрлі Шаруашылығы Бұзылуының Салдары Эссе
Реферат по теме Основные политические права и свободы граждан
Рынок Труда В Современной России Реферат
Отчет по практике по теме Социально-психологическая адаптация к несению дорожно-патрульной службы стажерами в должности инспектора ДПС
Сердце. Автоматия сердца - Биология и естествознание реферат
Боевое Знамя воинской части – символ воинской части, доблести и славы. Ордена – почетные награды за воинские отличия и заслуги в бою в военной службе - Военное дело и гражданская оборона практическая работа
Наука и религия в жизни современного общества - Биология и естествознание реферат