От чего зависит начальное пластовое давление и как примерно определить его величину?

Начальное пластовое давление зависит от глубины залега­ния пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возра­стает примерно на 1 МПа. В некоторых залежах для этого дав­ления не справедлив упомянутый гидростатический закон, Иногда оно оказывается аномально высоким и может в 1,5 - 2 раза превышать давление, соответствующее гидростатиче­скому, а может быть и ниже последнего. Начальное пластовое давление – это давление, которое существует в залежи нефти (газа) до момента вскрытия ее первой буровой скважиной

Что такое горное давление?

Породы в условиях залегания в пласте находятся под воз­действием вертикального σ_zи бокового горного давления σ_x,yвышележащих пород и внутрипорового пластового давления.

Считается, что средняя плотность насыщенных водой пород в условиях нефтегазовых залежей стран СНГ ρ=2470 кг/м³. Тогда в зависимости от глубины максимальное по вертикали горнoe давлениеσ_z = ρg Н = 2470∙9,81Н,(1.2)

где Н — глубина залегания пласта, м.

Боковое горное давление σ_x,y(если оно равномерно распределено) на небольших глубинах составляет часть вертикального давления:σ_x,y= nσ_z , (1.3)

где n - коэффициент бокового распора: n = ν/(1 -ν) (1.4)

ν - коэффициент Пауссона¹.

Значение ν для горных пород изменяется в пределах от 0 до 0,5. На больших глубинах в связи с проявлением псевдопла­стических и пластических свойств пород возможен гидроста­тический закон распределения горного давления:σ_x= σ_y = σ_z.

Что такое коэффициент пористости?

Коэффициент пористости— отношение объема пор V_пор в породе к ее объему

m = V_пор/V В нефтяных и газовых коллекторах пористость песков колеб­лется в пределах 0,2 - 0.25, а песчаников — от 0,1 до 0,3. Про­мышленные притоки газа получены изколлекторов с порис­тостью менее 0,05.

Что такое проницаемость пород?

Проницаемость пород — способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называ­ется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Обычно абсолютная проницаемость измеряется по воздуху (азоту) или по газу, чтобы избежать влияния жидкостей на структуру по­рового пространства (отложений парафина, разбухания глин в воде и т. д.). В природных условиях поры, как правило, на­сыщены двумя или тремя компонентами (фазами) одновре­менно (нефть - газ, вода - газ или вода – нефть-газ). Фа­зовой или эффективной называется проницаемость, определен­ная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к аб­солютной называется относительной проницаемостью.

Что такое коэффициент упругоемкости, чему он равен?

Коэффициент – упругоемкость

Упругая емкость водоносных пластов проявляется при изменениях давления в породе и воде и характеризуется коэффициентом упругоемкости т, который представляет собой изменение объема воды в единичном объеме потока при единичном изменении напора. Для количественной оценки упругих свойств пластовой системы В. Н. Щелкачев ввел понятие о комплексном показателе - коэффициенте упругоемкости пласта, показывающем, какую долю от объема породы составляет объем жидкости, полученной из нее за счет упругости породы и самой жидкости при снижении давления на 0 1 МПа. Коэффициент упругоемкости пласта учитывает упругое расширение жидкости, заключающейся в породе, и уменьшение объема пор вследствие упругости пласта и характеризует удельный упругий запас пластовой системы.

Что является основными физическими свойствами нефти?

К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся:

1) плотность; 2) молекулярная масса (вес); 3) вязкость; 4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения; 5) температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации; 6) электрические или диэлектрические свойства; 7) оптические свойства;

8) растворимость и растворяющая способность.

Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (ή) и кинематическую () вязкость (из физики  = ή / ). Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени. Следует отметить, что при определении температуры вспышки бензинов и легких нефтей определяют верхний предел взрываемости, а для остальных нефтепродуктов – нижний. Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне низких температур.

Какие УВ соединения при атм давлении находятся в газообразном состоянии?

Углеводороды от метана до бутана (С₄Н₁₀) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ.

Какие УВ соединения в нефти находятся в жидком состоянии?

Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂- С₁₇Н₃₆), - жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти.

Что такое плотность пластовой нефти?

Плотность нефти ρ_н – есть масса единицы объема, выраженная в граммах. Единица плотности – кг/м³. ρ_н = m/V

Что такое объемный коэффициент пластовой нефти? Безразмерная величина

Объёмный коэффициент зависит от давления, температуры, состава нефти, однако наибольшее влияние оказывает газосодержание. Применяется при подсчёте запасов углеводородов объёмным методом и методом материальных запасов, а также при интерпретации гидродинамических исследований. К примеру, объёмный коэффициент 1.25 означает, что 1 м³ нефти на поверхности занимает 1.25 м³ в пластовых условиях, то есть: где B — объёмный коэффициент расширения, V_k — объём нефти в пластовых условиях (в коллекторе), V₀ — объём сепарированной нефти в поверхностных условиях.

Чем характеризуется водонапорный режим?

При водонапорном режиме вытеснение нефти, внедряющейся в залежь под влиянием гидростатического давления активной контурной воды, практически полностью возмещающей отбор нефти, при весьма умеренном снижении пластового давления в пределах залежей. В чистом виде водонапорный режим возникает при непрерывном питании пласта поверхностными (дождевыми) или нагнетаемыми в пласт водами.

Чем характеризуется упруговодонапорный режим?

В «чистом виде» внедрение в залежь контурной воды происходит менее активно, чем при водонапорном режиме. Вытеснение нефти происходит за счет упругих свойств обширных водоносных областей с большим запасом упругоемкости пластовой системы, расходуемой за счет снижения пластового давления не только в пределах залежи, но и в широкой законтурной области. В пределах залежи давление снижается не ниже давления насыщения. Эффективность режима возрастает при низких значениях давления насыщения. По мере разработки этот режим может переходить в режим растворенного газа, когда пластовое давление в залежи снижается ниже давления насыщения, что приводит к выделению в пластах газа, находящегося в нефти в растворенном состоянии, и, соответственно, к резкому ухудшению процесса вытеснения нефти.

Чем характеризуется газонапорный режим?

характерен для газонефтяных залежей с большими газовыми шапками и с достаточно высокой проницаемостью пластов; нефть вытесняется газом газовой шапки, расширяющейся в связи со снижением пластового давления в нефтяной части залежи в результате постепенного отбора нефти. Вследствие незначительной вязкости газ может быстро прорваться к забоям нефтяных скважин, что сопровождается снижением эффективности вытеснения нефти из пласта.При этом газовый фактор (объем газа, добываемого вместе с 1 м³ нефти) быстро возрастает. Этот процесс приводит к истощению энергии сжа­того газа газовой шапки.

Чем характеризуется режим растворенного газа?

нефть вытесняется из пласта свободным газом, содержание которого возрастает на начальном этапе разработки и снижается впоследствии в результате постоянной дегазации нефти. Режим формируется в залежах с повышенным газосодержанием нефти практически с начала разработки при близких природных значениях Рпл и Рнас в результате снижения пластового давления.

Какое главное условие при вскрытии продуктивного пласта?

Необходимо, чтобы сохранились природные фильтрационные свойства пласта и не было допущено открытого фонтанирования вследствие выброса из скважины промывочной жидкости под влиянием пластового давления

В чем состоят основные требования к работе скважины перед проведением гидродинамических исследований при неустановившимся режиме?

Сущность метода исследований скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации заключается в том, что изменяют режим их и проводят наблюдения за соответствующим нарастанием (или снижением) забойного давления со временем.

В чем состоят основные требования к режиму работы скважины при установившимся режиме?

Сущность метода заключается в том, что при эксплуатации скважины на нескольких последовательно сменяющихся уста­новившихся режимах определяют зависимость дебита нефти (газа), газового фактора, количества выносимой воды и песка от перепада давления между пластом и забоем скважины. Ре­жим эксплуатации скважины считается установившимся, если дебит ее и забойное давление с течением времени практически не изменяются.

Для каких целей изучаются профили притока и поглощения пластов?

Профили притока (и поглощения нагнетательных сква­жин) позволяют обоснованно выбирать участки пласта для селективного воздействия на них с целью повышения дебита. профили притока в большин­стве случаев характеризуют проводимость лишь приствольной части пластов, загрязненной в процессе бурения. Вдали от нее возможны перетоки между различными участками по верти­кали (по трещинам и по проницаемым зонам).

Чем характеризуются стадии разработки?

Темп разработки z - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. Этот пока­затель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования. На рис. 5.1 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приве­денным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой Iможно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Дли­тельность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения сква­жин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания за­лежи.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого мак­симального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная за­дача этой стадии осуществляется путем бурения скважин ре­зервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воз­действия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии пере­стают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) ха­рактеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукция скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплу­атируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение до­бычи нефти.

Что относится к показателям разработки?

К ним относятся: - изменение во времени пластовых, забойных, устьевых давлений и температур на пути движения газа от забоя до приема магистрального газопровода; - изменение во времени средних (и максимальных) дебитов скважин или дебитов отдельных скважин; - изменение во времени необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин, очередность ввода скважин в эксплуатацию; - темпы продвижения пластовых вод по площади и мощности газоносности; - число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа и так далее.

Чем характеризуется разработка месторождения при режиме растворенного газа?

При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижаются. Давление зависит от суммарного отбора нефти из пласта. Газовые факторы в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте свободного газа даже в количестве 7% сильно снижает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме составляет 0.2 – 0.4.

Что такое абсолютная проницаемость?

Абсолютной называ­ется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом.

Что такое воронка депрессии?

Воронка депрессии – воронка, образующаяся вокруг водозабора при откачке из него воды.

В процессе отбора жид­кости из скважины с постоянным дебитом забойное давление непрерывно снижается вначале ускоренно, а затем темп его падения уменьшается, так как зона понижения давления (во­ронка депрессии) со временем охватывает все большие объемы пласта.

Что такое газовая шапка?

Газовая шапка – скопление свободного газа в наиболее приподнятой части нефтяного пласта, над нефтяной залежью.

Что такое газонефтяное месторождение?

Газонефтяное месторождение – совокупность залежей газа и нефти, контролируемых единым структурным элементом, для которых характерно преобладание объема газа над объемом нефти. В отдельных случаях газонефтяное месторождение может быть представлено лишь одной газонефтяной залежью.

Что такое газонапорный режим?

Газонапорный (режим газовой шапки),который характерен для газонефтяных залежей с большими газовыми шапками и с достаточно высокой проницаемостью пластов; нефть вытесняется газом газовой шапки, расширяющейся в связи со снижением пластового давления в нефтяной части залежи в результате постепенного отбора нефти. Вследствие незначительной вязкости газ может быстро прорваться к забоям нефтяных скважин, что сопровождается снижением эффективности вытеснения нефти из пласта.При этом газовый фактор (объем газа, добываемого вместе с 1 м³ нефти) быстро возрастает. Этот процесс приводит к истощению энергии сжа­того газа газовой шапки.

Что такое газ попутный?

Это газы, добываемые вместе с нефтью. Они являютсяфизическими смесями сухого газа, пропан-бутановой (жидкого газа) и газового бензина.

Что такое газы природные?

Газы природные – газы добываемее из чисто газовых месторождений и представляющие собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов. Основным компонентом природных газов является метан, до 99 %.

30. Что такое гидродинамические исследования скважин и пластов (гди)?

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания, характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

31. Что такое гравитационный режим эксплуатации залежи?

Гравитационный режим

При гравитационном режиме движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти.

Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами.

В этом случае уровни в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта. Нефть притекает лишь из площади, находящейся в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса».

32. Что такое давление насыщения пластовой нефти?

Давлением насыщения пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться.

В природных условиях давление насыщения может соответствовать пластовому или же быть меньше его. При первом условии нефть будет полностью насыщена газом, при втором недонасыщена. Разница между давлениями насыщения и пластовым может колебаться в значительных пределах — от десятых долей до десятков МПа.

Для проб нефти, отобранной из одной и той же залежи, давление насыщения часто бывает различным. Это связано с изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи. Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лаборатории по пробам нефти, отобранным с забоя скважин.