3. Единицы измерения давления нефти и газа:

- МПа — мегапаскаль или 106 Па (Паскалей), 1 Па = 1 Н/м2;

- мм.рт.ст. — миллиметр ртутного столба;

- мм.вд.ст. — миллиметр водяного столба;

- атм. — физическая атмосфера;

- ат. = 1 кгс/см2 - техническая атмосфера;

PSI (pounds per square inch) — фунт на квадратный дюйм (единица давления, используемая в США и Великобритании).

11 Билет

Подсчетный план представляет собой структурную карту по кровле продуктивного горизонта, составленную в зависимости от раз¬меров месторождения в масштабе от 1 : 5000 до 1 : 50 ООО, на кото¬рой показывают условными знаками результаты опробования всех пробуренных скважин на дату подсчета. На плане отмечают скважины:

а)давшие безводную нефть или газ, у которых дробью показы-

вают начальный среднесуточный дебит нефти или газа, дату появле-

ния воды и ее процент (в числителе) и текущий среднесуточный дебит

и процент воды на дату подсчета (в знаменателе);

б)давшие нефть или газ с водой, у которых дробью указывают

начальный среднесуточный дебит нефти или газа и процент воды

в числителе, текущий среднесуточный дебит и процент воды на дату

подсчета в знаменателе;

в)давшие воду или газ;

г)давшие при испытании воду с пленками нефти;

д) встретившие притоки нефти или газа в процессе бурения;

е) показавшие благоприятные признаки газонефтеносности по ка-

ротажу, но не испытанные.

Для определения размера продуктивной площади необходимо тщательно проанализировать данные испытания скважин, сопоста¬вив полученные результаты с интервалами прострела колонны, данными изучения кернов и материалами промыслово-геофизических исследований скважины (электро- и радиоактивный каротаж, боко¬вое электрическое зондирование), технической характеристикой конструкции скважины и т. д.

12 Билет

1.2. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти (ТЭО КИН) выполняется:

 для разведанных месторождений – по результатам геологоразведочных работ и пробной эксплуатации;

 для разрабатываемых месторождений – по данным доразведки и результатам разработки месторождения.

12,3пулучаем первичное пластовое давл. При опробовании опрел насколько успешно было бурение. Геологич часть каратажи прочее совпад с испытанием.

13 Билет

1)Карта изопахит (карта равной мощности пластг) характеризует изменчивость мощности по площади. Для построения ее предвари¬тельно составляют таблицу по скважинам с указанием мощности пласта. Полученные данные надписывают у скважин на плане их расположения, а затем согласно выбранному интервалу мощности проводят интерполяцию и строят карту изопахит по способу треуголь¬ников, которым пользуются при построении структурных карт. Для наглядности избранные интервалы мощности на карте покрывают краской одного цвета, но различной интенсивности (от более темной до более светлой в зависимости от величины мощности). Таким обра-зом, способ построения карты изопахит весьма прост. Однако боль¬шое значение имеет точная отбивка кровли и подошвы пласта для вычисления его мощности. Для этого используют данные отбора керна, электро- и радиоактивного каротажа, а также комплексных наблюдений.

На практике применяют следующие варианты карты изопахит.

1.Карта суммарной мощности пласта (от кровли до подошвы) с учетом всех прослоев (пористых и непроницаемых). Ее обычно строят для изучения условий осадконакопления, условий формиро¬вания структуры и т. д.

2.Карта эффективной мощности пласта, на которой показывают суммарную мощность лишь пористых прослоев для изучения коллек-торских свойств пласта.

При расслаивании пласта на отдельные изолированные про-пластки, выклинивающиеся в том или ином направлении, следует (для изучения пласта) составлять карты изопахит по отдельным пропласткам (особенно в том случае, когда они имеют более нли менее широкое развитие по площади) и затем совмещать эти карты в одну.

данном случае эффективной менным учетом к показывает разно, так как щенно исполь-ии различных .х вопросов и, в частности, при размещении эксплуатационных скважин и анализе их работы.

3. Карте, эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, на которой показывают лишь суммарную мощность пористых пластов, насыщенных нефтью. Такие карты полезно составлять при подсчете запасов нефти. Для их составления требуются данные электро-и радиоактивного каротажа, изучения керна и других геолого-промысловых исследований.

При построении карт эффективной нефтенасыщенной мощности необходимо иметь в виду, что в области полного нефтенасыщения пласта, ограниченной внутренним контуром нефтеносности, карта эффективной мощности в то же время является и картой эффек¬тивной нефтенасыщенной мощности, а в части площади, огра¬ниченной внутренним и внешним контурами нефтеносности, лишь часть эффективной мощности является нефтенасыщенной.

Таким образом, формальная интерполяция между значениями эффективной нефтенасыщенной мощности, полученными внутри пло¬щади, ограниченной внутренним контуром нефтеносности, и значе¬ниями, полученными за пределами ее, приводит к ошибкам.

В связи с этим для построения карты эффективной пифтоннг.ыщон-ной мощности пласта (при наличии более или менее широкой подо-нефтяной зоны) следует вначале составить карту эффективной мощ¬ности пласта (изопахит суммарной мощности пористой части пласта), на нее нанести внешний и внутренний контуры нефтеносности и далее в пределах водо-нефтяной зоны провести изолинии эффективной неф-тенасыщенной мощности пласта. Эти изолинии проводят путем интер¬поляции между значениями точек пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами и внешним контуром нефтеносности с учетом данных скважин, пробуренных в пределах водо-иефтяной зоны. В итоге получают карту эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, которая в целом будет характери¬зовать нефтенасыщениость всего пласта.

изобары

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пла¬стовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — сква¬жина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин прак¬тически не представляется возможным найти универсальные зависи¬мости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно при¬нять такое время выдержки глубинного манометра для каждой сква¬жины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину

этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к сква¬жине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построе¬нию структурных карт с той лишь разницей, что для них исполь¬зуют не приведенные глубины залегания пласта, а величины стати¬ческих пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

1) наличие, как правило, исходных данных о давлениях на раз¬личные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

2) зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их к избранной условной поверхности;

3) отсутствие в пласте статиче-

ского равновесия и необходимость применения в связи с этим соответ-ствующих приемов интерполяции н особенно экстраполяции давлений.

3)Метод подсчета запасов газа по падению давления

Метод подсчета запасов газа по падению давления применчют длч пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяеися по велечине в процессе эксплуатации. Т.О. для водонапорного режима указаный метод непременим, хотя при неэффиктивном водонапорном режиме подсчет запасов газа по этому методу все же возможен.

Формула подсчета запасов по падению давления основана на предположении о постоянстве количества газа, извлекаемого в ку¬бических метрах на 1 кПсм* падения давления, во все периоды разработки газовой залежи.

Таким образом, если на первую дату (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Q1 объемов газа и давление в залежи составляло рг, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q2 объемов газа и давление в залежи равно р2, т0 за период разра¬ботки от первой до второй даты на 1 кПсм* падения давления до¬быча газа составила

Q1-Q2/p1-p2

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины рк будет добываться то же количество кубиче¬ских метров газа на 1 кПсм' снижения давления, получим следу¬ющую формулу для подсчета остаточных запасов газа на вторуюдату по методу падения давления с учетом поправок на отклонение от законов идеальных газов а, и а2 (соответственно для давлений Pi и ра)