- •§ 3. Метод материального баланса
- •§ 1. Классификация запасов месторождения нефти и горючих газов 1
- •6,3 Требования к глубинным пробам н и г.
- •7 Билет
- •2. Гидрогеологические исследования скважин.
- •3. Комплекс работ при изучении разрабатываемых месторождений:
- •9,2 Гидрогеологич исслед скв
- •1. При бурении скважин проводят:
- •2. В отчете по подсчету запасов независимо от метода подсчета должны содержаться следующие графические материалы:
- •3. Единицы измерения давления нефти и газа:
- •11 Билет
- •12 Билет
- •13 Билет
- •14 Билет
- •16 Билет
- •17 Билет
- •2)Геологический разрез
- •18 Билет
- •19 Билет
- •20Билет
- •21 Билет
- •22 Билет
- •23 Билет
- •24 Билет
- •25 Билет
7 Билет
7,1среднее растояние м-ду скв.
Определянтся контуром продуктивности залежи. Определяется радиус контура влияния сквумнож на 2 и выбирается растояние м-ду скв. (идеальный вариант). В традиционной схеме размещения скв, растояние м-ду рядами или элементами выбирается на основе средней продуктивности скв. Для нефти и плотной схемы размещения растояние 400-500 м. в случае высоких фильтрационно-емкостных свойств пласта растояние до 1 км (как и для газовых).
7,2какие первичные материалы прилагаются к отчёту с подсчётом запасов.
Данные интерпритации сейсмики из которых мы получаем структуру скв, общую мощность и положение контактов. Результаты изучения керна из разведовательных скв. По ним определяется общая и эффективная пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, гидрофильность и гидрофобность пород, механичиская крепость, состав минерального скелета и цемента.
Результаты анализа каратажей в разведочных скважинах. Результаты анализа глубинных проб.
7,3 Плотность нефти (р). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20° С) в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. В тех случаях, когда имеются данные определения глубинных проб нефтн, вместо плотности при стаидартных условиях (р) может быть взята плотность при пластовых условиях (рпл). В этом случае при подсчете запасов нефти пересчетный коэффициент 9 в объемную формулу вводить не следует.
8билет
1)Категория С,: запасы залежей, нефтегазоносность кото¬рых установлена на основании получения промышленных притоков нефти или горючих газов в отдельных скважинах (часть скважин может быть опробована испытателем пластов) и благоприятных промыслово-геофизических данных в ряде других скважин, а также запасы части залежи (тектонического блока), примыкающей к пло¬щадям « запасами более высоких категорий.
Условия залегания нефти или горючих газов установлены про¬веренными для данного района методами геологических и геофизи¬ческих исследований, коллекторские свойства продуктивных пла¬стов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и сосед¬ними разведанными месторождениями.
Категория С2: запасы нефти и горючих газов, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологиче¬ских и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, а также запасы в новых структурах в пределах известных нефтегазоносных районов, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований.
Забалансовые запасы категории С2 не подсчитываются-
9.Запасы сопутствующих компонентов, содержащихся в нефти
и горючих газах, подсчитываются и учитываются по категориям,
соответствующим степени изученности запасов этих компонентов.
2)Пересчетный: коэффициент (б). Пересчетный коэффициент или вели¬чину, обратную объемному коэффициенту пластовой нефти 6, вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандарт¬ным условиям на поверхности.
Как уже указывалось, объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем, либо по специальным графикам .
Билет №9
Роль давления и коэффициента сверхсжимаемости.
Основными источниками энергии в пластах являются: напор краевой воды, подошвенной воды, газа газовой шапки, давление растворенного газа в нефти в момент выделения газа из раствора, сила тяжести, упругости пласта и насыщающих его нефти, воды и газа. Эти силы могут проявляться раздельно или совместно. Таким образом, энергетические ресурсы нефтеносного пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях запасы энергии и тем полнее может быть использована залежь нефти.
Значительное снижение пластового давления в процессе разработки залежи при наличии в ней больших остаточных запасов нефти указывает на быстрое истощение пластовой энергии. Это приводит к большому недобору нефти, которая из-за отсутствия энергмм не способна двигаться по пласту к забоям скважины.
Коэффициент сверхсжимаемости газа Z характеризует отклонение объема реального газа от объема «идеального». Этот коэффициент зависит от состава смеси пластового газа, давления и температуры.