Пластовые воды в нефтяных и газовых месторождениях

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«БАШКИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ И ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

Направление подготовки (специальность): 05.03.01 Геология

Направленность (профиль) образовательной программы: Геология

Самостоятельная работа

Пластовые воды в нефтяных и газовых месторождениях

Научный руководитель: профессор Мустафин С.К.

Выполнил: студент (ка) 3 курса

очной формы обучения группы 31

Исламов Р.Р.

Уфа

2020

Пластовые воды - обычные спутники нефтяных и газовых месторождений.

Воды встречаются либо в тех же пластах-коллекторах, которыми контролируются нефтяные и газовые залежи, либо образуют самостоятельные чисто водоносные пласты.

В первом случае вода занимает пониженные части пластов - коллекторов, подстилая залежи нефти и газа.

Во втором случае водоносные пласты не имеют связи с залежами и располагаются выше и ниже продуктивных.

1) Классификация пластовых вод по способу образования

По своей генетической природе воды месторождений делятся на несколько форм:

Остаточные или молекулярно связанные воды, обволакивающие минеральные частицы пород, адсорбированные в капиллярных и субкапиллярных пустотах нефтяного пласта.

Седиментационные воды - это воды, залегающие в пласте с момента отложения осадка, т.е. синхронные времени формирования самой породы.

Инфильтрационные воды, т.е. проникшие в пласт извне за счет подпитки атмосферными осадками, водами рек, озер и морей. Области питания находятся в горах на значительном удалении от глубоко погребенных водонефтяных пластов. Эти пласты в горных системах обнажены и подвержены любым атмосферным явлениям, в т. ч. и проникновению поверхностных вод в пласты - коллекторы.

Элизионные воды - это воды, попадающие в пласт-коллектор путем выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков, в т.ч. неколлекторов за счет роста геостатического давления или тектонических напряжений.

Воды технические или искусственные, специально закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и более полного вытеснения нефти водой.

2) Классификация пластовых вод по месту нахождения

В промысловом деле воды нефтяных и газовых месторождений делятся на пластовые напорные и технические.

Рисунок 1. Пластовые воды (по М.А. Жданову). Вода: 1 - со свободной поверхностью (ненапорная), 2 - верхняя относительно нефтеносного горизонта, 3 - краевая приконтурной зоны (нижняя краевая напорная), 4 - нижняя относительно нефтеносного горизонта (нижняя напорная), 5 - подошвенная, 6 - глубинная, восходящая по сбросу, 7 - промежуточная (Э.О. - эксплуатационный объект), 8 - верхняя краевая, 9 - нефть, 10 - глины, 11 - глубина уровня, h - напор.

Среди подземных вод особое место занимают ненапорные грунтовые воды, которые в отличие от пластовых являются пресными или слабо минерализованными. Они распространены в лишь приповерхностных слоях земной коры выше первого водоупорного горизонта.

Пластовые напорные воды по отношению к нефтеносному пласту делятся на краевые, подошвенные, промежуточные, верхние и нижние, а также воды тектонических трещин.

Краевые пластовые воды занимают пониженные части пласта и подпирают нефтяную залежь по внутреннему и внешнему контурам, образующим в плане кольцеобразную форму.

Подошвенные воды подпирают залежь по всей её площади, включая и сводовую часть, образуя сплошное зеркало ВНК или ГВК. Промежуточные воды залегают внутри нефтеносного пласта или между пластами, объединенными в один эксплуатационный объект.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, не зависимым от продуктивных и залегающим выше или ниже последних.

Воды тектонических трещин циркулируют по плоскостям разломов из высоконапорных (как правило, более глубоко залегающих) в низконапорные.

Они способны обводнять головные участки нефтеносных пластов, оттесняя нефть со сводовых частей залежи к крыльевым периферическим зонам. При наличии краевых вод, подпирающих нефтяную или газовую залежь, различают внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры. В пределах внутреннего контура нефтеносности пласт содержит нефть по всей его толщине от кровли до подошвы. В плане это части залежи отвечает нефтяная зона, где скважинами пластовая вода не вскрывается.

Между внешним и внутренним контурами ВНК располагается приконтурная зона залежи, где нефть является водоплавающей, т.е. скважинами вскрываются вверху - нефть, а внизу - вода. За пределами внешнего контура пласт полностью водонасыщен, нефть отсутствует. Таким образом, граница залежи проводится по внешнему контуру нефтеносности.

В процессе добычи нефти, по мере истощения запасов в залежи, происходит продвижение контуров от ее периферии к центру. Задачей рациональной разработки залежи является обеспечение равномерного их продвижения по всей площади. При неравномерном продвижении контуров образуются языки обводнения, что грозит появлением отшнуровавшихся разрозненных целиков нефти, дальнейшая добыча из которых практически невозможна.

Рисунок 2. Схема строения пластовой нефтегазовой залежи.

1 - газ; 2 - нефть; 3 - вода; 4 - внешний контур нефтеносности; 5 -внутренний контур нефтеносности; 6 - внешний контур газоносности; 7 -внутренний контур газоносности. А - газовая зона; Б -нефтегазовая зона; В - нефтяная зона; Г - водонефтяная зона; Д - законтурная зона.

3) Химическая классификация подземных вод.

Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классификаций подземных вод (С.А. Щукарева, О.А. Алекина, Ч.Пальмера, В.И. Вернадского и др.).

Среди нефтяников общее признание получила классификация В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирование химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой.

При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.

Рисунок 3

Классификация вод по химическому составу В.А. Сулина

Пластовые воды нефтяных месторождений отличаются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава, среди которых преобладают Na, K, Mg, Ca, Fe, Al, Si, O, Cl, C, S, N, H, Br, I. Эти элементы находятся в воде в виде растворенных в ней солей различных кислот:

· Соляной (NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2),

· Серной (CaSO4, MgSO4, Na2SO4),

· Угольной (Na2CO3, NaHCO3, K2CO3, KHCO3, CaCO3, MgCO3),

· Сероводородной (FeS, CaS).



Рисунок 4. Схема расположения конусов обводнения при наличии подошвенных вод (по Жданову М.А.).

I - нефть, II - вода, III - глинистый прослой, IV - цементная пробка,

К.о. - конусы обводнения.

4) Физические свойства пластовых вод

Минерализация воды - это общее содержание в воде растворенных солей. В пластовых водах нефтяных и газовых месторождений минерализация изменяется в достаточно широких пределах: от 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). От минерализации и химического состава вод напрямую зависят их основные физические свойства. Минерализованные воды имеют очень высокую моющую способность, поэтому они являются основным рабочим агентом для закачки обратно в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления для достижения максимального КИН. В то же время у воды с повышенной минерализацией имеются и отрицательные стороны - выпадению солей в призабойной зоне пласта, что способствует понижению проницаемости и появлению положительного скин-фактора.

Плотность воды тесно связана с минерализацией, а в пластовых условиях еще с давлением и температурой. Плотность пластовых вод на поверхности всегда более 1 г/см3, а в рассолах достигает более 1,3 г/см3. В пластовых условиях плотность воды обычно ниже на примерно на 20%, в связи с повышенной температурой внутри продуктивного пласта.

Вязкость воды в пластовых условиях резко понижается и обычно ниже вязкости нефти. Главным образом она зависит от пластовой температуры, в меньшей степени от минерализации и химического состава.

Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-- 1,5 мПаЧс.

Благодаря низкой вязкости в сравнении с нефтью, вода обладает большей подвижностью и нередко оттесняет нефть от забоя. Отсюда возникают языки и конусы обводнения.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. С повышением минерализации вод растворимость газа в них снижается. Газосодержание в воде незначительно: 0,2 -2 м3/м3.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Электропроводность. Пресные воды обладают высоким электрическим сопротивлением и являются диэлектриками. Минерализованные воды имеют низкие удельные сопротивления токам и являются отличными проводниками. Сведения об удельном электрическом сопротивлении пород, насыщенных пластовой водой или нефтью применяются при интерпретации материалов, полученных с помощью электрических методов ГИС. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 ОмЧм.

Поверхностное натяжение - важное свойство пластовой воды, также зависящее от химического состава. С данным свойством связана вымывающая способность воды, которую необходимо учитывать и возможно регулировать при заводнении месторождений. При малом поверхностном натяжении вода обладает высокой способностью промывать пласты и выталкивать из них нефть. Поэтому при использовании для обратной закачки в пласт пластовая вода подвергается специально обрабатывается химическими реагентами на УПН - (установка подготовки нефти) (УПСВ) - (установка предварительного сброса воды) для понижения ее поверхностного натяжения.

Сжимаемость воды мала, но по мере насыщения воды газом сжимаемость ее растет. Сжимаемость воды -- обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3ё5)10-4МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Температура воды практически всегда сопоставима с геотермической ступенью, присущей для данной местности. Бывает, что температура пластовой воды сильно расходится с температурой, местной геотермической ступени. Это свидетельствует либо о появлении тектонических вод по зоне разлома, либо о возможных межпластовых перетоках из-за разницы в пластовых давлениях. Замеры температур в скважинах имеют огромное значение для контроля разработки месторождений и технического состояния скважин.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками.

При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.

Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по минерализации от пластовых. Они менее минерализованы.

Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.

5) Движение контурных вод в нефтяных и газовых месторождениях

При одновременном присутствии в пласте различных флюидов (вода, нефть, газ), они распределяются соответственно их удельным весам.

При антиклинальном строении нефтегазового месторождения газ скапливается в сводовой части структуры, ниже - нефть, а в пониженных частях крыльев - вода.

Граница, разделяющая в пласте газ и воду - ГВК (в разрезе) и контур газоносности (в плане). Аналогично ВНК и контур нефтеносности. В пологих нефтеносных и газоносных структурах при большей мощности продуктивных пластов различают внешний и внутренний контур (нефтеносности, газоносности). Внешний - по кровле, внутренний - по подошве.

Движение контурных вод при эксплуатации

В этом случае скважины, пройденные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскроют безводную нефть, между внутренним и внешним контурами - нефть вместе с водой, а за пределами внешнего контура - только воду.

При извлечении нефти или газа контурная вода поднимается вверх по восстанию пласта, что вызывает стягивание контура нефтеносности (газоносности) в горизонтальной плоскости. Стягивание контура зависит от свойств горных пород и от условий эксплуатации. Оно может быть равномерным или неравномерным во времени.

Равномерное стягивание - в условиях однородной проницаемости пласта и при оптимальном отборе нефти с учётом допустимых депрессий пластового давления.

Неравномерное стягивание - при различной проницаемости пласта на отдельных его участках и неправильном способе эксплуатации (интенсивный отбор нефти за счёт недопустимой депрессии пластового давления и др.).

При отборе нефти контурные воды продвигаются от начального контура к последнему ряду скважин или одной эксплуатационной скважине, заложенной в центре залежи.

Различают три вида движения контурных вод:

1) вода движется с повышенной скоростью и обгоняет нефть;

2) скорости движения воды и нефти равны;

3) вода поднимается вверх, образуя конусы обводнения.

C движением контурных и подошвенных вод связано обводнение нефтяных и газовых месторождений, во избежание которого необходимы специальные мероприятия.

При эксплуатации возможно обводнение всего месторождения и отдельных нефтяных скважин.

Первое при равномерном стягивании контура способствует максимальному извлечению нефти из пласта.

При неравномерном стягивании образуются «языки» обводнения, которые расчленяют залежь на блоки.

Обводнение скважин может быть при следующих случаях:

1 - обводнение подошвенными и контурными водами скважин, расположенных вблизи контура нефтеносности;

2 - обводнение контурными водами скважин, расположенных в пределах контура нефтеносности, в центральной части структуры;

3 - обводнение нижними и верхними (посторонними) пластовыми водами по трубам и затрубному пространству;

4 - за счёт несовершенства скважин.

Все случаи обводнения, не отвечающего нормальным условиям эксплуатации скважин приводят к потере нефти в недрах земли.

Нормальная система эксплуатации включает следующие мероприятия:

1. Равномерный отбор нефти при допустимых депрессиях Рпл.

При газонапорном режиме - необходимо сохранять соот. Ргаза в газовой шапке и в пластовых водах, которые имели место до эксплуатации. В противном случае необходима закачка газа в газовую шапку.

2. В начальный (фонтанный) период необходим равномерный и ограниченный отбор нефти - чтобы избежать «языков» и «конусов» обводнения.

3. В конечной стадии (насосный период) - усиленный отбор нефти и воды (при глубоком спуске эксплуатационной колонны), что способствует захвату нефти водой.

4. Для борьбы с «языками» обводнения производится откачка воды из специальных регулировочных скважин (в задней части «языков»), что приводит к отрыву «языков» от нефт. скважин.

В случае возможного обводнения подошвенными водами предусматриваются следующие мероприятия:

1. Бесконусная эксплуатация, при которой из нефтяных скважин одновременно откачивается и нефть и вода специальными двухступенчатыми насосами.

2. Цементаж эксплуатационных скважин от нижней границы их перфорации до водоупорных пластов.

3. Прекращение эксплуатации обводненной скважины на время, необходимое для естественного спада конуса.

Среди других мероприятий, направленных на упорядочение режима контурных вод и повышение нефтеотдачи, особое место занимает нагнетание воды в водоносную часть нефтяного пласта через специальные нагнетательные скважины - т.н. законтурное заводнение, которое очень широко применяется в нефтепромысловой практике.

Цель законтурного заводнения - поддержание или увеличение пластового давления, которое по мере сработки месторождения снижается.

Для проектирования законтурного заводнения необходимы гидрогеологические данные (положение области питания пласта, связь контурных, верхних и нижних вод с этой областью, производительность водоносных горизонтов, физические свойства и химический состав вод), данные о физических свойствах нефтяного пласта и водоносных горизонтов (проницаемость, пористость и др.) и их строении, данные о пластовом давлении в продуктивных водоносных горизонтах, схема расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин.

Для закачки применяют как поверхностные, так и подземные воды, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

1) содержание механических примесей не более 1 мг/л;

2) вода не должна вызывать коррозию трубопроводов;

3) содержание Fe не более 0.5 мг/л;

4) вода должна сохранять стабильность в пластовых условиях;

5) содержание примесей нефти не более 0.5 мг/л;

6) вода не должна содержать водорослей и микроорганизмов;

7) не должна снижать проницаемость пород продуктивного горизонта;

8) при содержании растворённых H2S и CO2 вода должна подвергаться аэрации.

Контроль за продвижением контура нефтеносности в процессе разработки осуществляется:

1. методом электрометрии и радиометрии;

2. гидродинамическими методами и по карте изобар;

3. по картам обводнения месторождения;

4. по наблюдениям за изменением химического состава и свойств воды, извлекаемой вместе с нефтью;

5. по специальным картам и графикам, отражающим перемещения ВНК за многолетний период эксплуатации месторождения.

(Коротко раскрыть каждый из методов и указать большую перспективу использования для этих целей микроэлементов, органического вещества, рН, Еh, т.е. новых данных по геохимии подземных вод).

В последние годы в большинстве нефтегазодобывающих регионов России проводятся опытно - промышленные работы по оптимизации процесса нефтегазоизвлечения и особенно по применению нестационарных методов воздействия на нефтяные пласты в различных геологических условиях в зависимости от степени выработанности запасов.

При этом предпочтение отдаётся малозатратным и энергосберегающим методам.

Одним из таких методов является разработанная и апробированная на ряде разрабатываемых нефтяных месторождений Тимано-Печорского бассейна (Джьерское, Нижнее-Омринское, Возейское, Западно-Тэбукское и др. месторождения нефти) технология импульса высокого пластового давления (ИВПД).

Сущность заключается в интенсивном нагнетании воды в залежь при остановленной работе добывающих скважин.

Нагнетание воды производится до достижения в залежи пластовых давлений, равных или превышающих начальное пластовое давление.

Продолжительность периода нагнетания зависит от уровней текущего пластового давления и возможностей системы закачки воды.

После достижения необходимых уровней пластового давления закачка прекращается и через 3-5 суток начинается отработка импульса добывающими скважинами. 3-5 суток выстойки необходимы для перераспределения давлений в пласте и восстановления температурного баланса.

6) Гидрогеологические условия проявления различных режимов нефтегазоносных пластов

Режим нефтегазоводоносных пластов определяется характером проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток флюидов к скважинам.

Эти движущие силы зависят как от естественных (геол. строения, физико-химические свойства пласта и флюидов) так и от искусственно создаваемых условий разработки и эксплуатации месторождения.

Главными источниками энергии нефтегазоводоносных пластов являются:

1) напор контурной (краевой) воды;

2) напор подошвенной воды;

3) напор газовой шапки;

4) давление растворенного в нефти газа после выделения его в свободную фазу;

5) упругость пласта и насыщающих его флюидов;

6) сила тяжести.

В соответствии с этим выделяют следующие режимы нефтяных и газовых пластов.

Для нефтяных пластов:

1) водонапорный (жестко-водонапорный);

2) упругий (упруго-водонапорный и замкнуто-упругий);

3) газонапорный (режим газовой шапки);

4) режим растворённого газа;

5) гравитационный.

Для газоносных пластов:

1) водонапорный (жестко-водонапорный);

2) упругий;

3) газовый.

Упругие силы пласта при его разработке проявляются не только в пластах с упругим режимом, но и с другими режимами, в которых главным источником энергии являются неупругие силы, напр. напор воды, газа и др.

В чистом виде все перечисленные ранее режимы проявляются редко.

В процессе разработки залежи, в зависимости от характера проявления источников пластовой энергии, могут осуществляться последовательно в несколько режимов.

С гидрогеологической точки зрения по характеру доминирующего источника энергии основное внимание следует обратить на естественный жестко-водонапорный, упруго-водонапорный и газовый режимы.

При жестко-водонапорном режиме основным видом энергии, как уже отмечалось, является напор краевых вод, которые внедряются в залежь нефти и могут полностью компенсировать в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды.

Такой режим характерен для залежей, приуроченных к инфильтрационные водонапорные системы (ВНС) преимущественно с высокогорными зонами создания напора.

Для этого режима характерны хорошая гидродинамическая связь залежи с законтурной частью пласта, наличие высоких скоростей подземного потока и большие гидравлические уклоны (напорные градиенты).

При этом возможны и смещения залежей по направлению движения пластовых вод.

При упруго-водонапорном режиме нефть, газ и вода, отбираемые из пласта, замещаются водой, поступающей за счет расширения сжатой в водонапорном комплексе воды и частично породы, вследствие падения давления в области эксплуатационных скважин.

Упруго-водонапорный режим проявляется в различных гидрогеологических условиях. Этот режим проявляется при небольших скоростях естественного подземного потока и небольших напорных градиентах. пластовые воды месторождение

При больших размерах залежей и невысокой проницаемости коллекторов, а также при изолированности залежей от водоносной части пласта основной формой энергии будут упругие свойства флюидов и породы.

Этот режим характерен для залежей, приуроченных, например, к литостатическим вырождающимся ВНС с пластов, давлениями, близкими к условно гидростатическим. В элизионных развивающихся ВНС с СГПД в процессе разработки залежей отмечается быстрое снижение пластовых давлений, но при этом всё же обеспечиваются более высокий коэффициент извлечения нефти и более интенсивный темп разработки.

При газовых режимах воды неподвижны и отбор углеводородов происходит за счет расширения газа. Характерны небольшие мощности пластов и небольшие скорости подземного потока. При отсутствии значительного количества газа и изолированности от воды в залежи возможен гравитационный режим. Основным источником энергии, продвигающим нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести.

Таким образом, для прогноза возможных режимов нефтегазоводоносных пластов по гидрогеологическим данным необходимо изучение типа и строения водонапорных систем, а также взаимосвязи их в нефтегазоносном бассейне. Существенное значение имеют определение наличия или отсутствия тектонических нарушений, разделяющих залежи на блоки, установление гидравлической связи этих частей залежей с законтурной зоной.

Глоссарий

Абсолютная проницаемость - проницаемость, определенная при усло-вии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней.

Водонефтяной фактор - отношение накопленных при разработке экс-плуатационного объекта на любую дату отборов воды и нефти (опреде-ляемое в зависимости от решаемых задач в поверхностных или пласто-вых условиях).

Внешний контур - проекция линии пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний - с нижней поверхностью.

Газогидратная залежь - это залежь, в которой природный газ в земной коре при соответствующих давлении и температуре соединился с поро-вой водой и перешел в твердое гидратное состояние.

Газоконденсатный фактор - отношение объема или веса конденсата к приведенному к нормальным условиям объему свободного газа в соста-ве пластового газа, т.е. величина, обратная значению газового фактора пластового газа.

Газонапорный режим - это режим нефтяной части газонефтяной зале-жи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора га-за, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - газовый фактор, полученный при максимальной дегазации глубинной пробы нефти. Геологоразведочный процесс - это совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ по изучению недр, обеспечивающих подготовку разведанных запасов нефти, газового конденсата и природного газа для промышленного освоения.

Геостатическое давление - давление, оказываемое на пласт весом вышележащей толщи горных пород, величина которого зависит от мощности и плотности пород.

Геотектоническое давление - давление, возникающее в пластах в ре-зультате непрерывно-прерывистых тектонических процессов, особенно характерно для тектонически активных областей.

Горное давление Ргор - давление на пласт, являющееся следствием суммарного влияния геостатического и геотектонического давлений. Давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно передается и жид-кости, заполняющей пустотное пространство пород.

Гравитационный режим - режим нефтяной залежи, при котором нефть вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пла-стовой температуры.

Динамическая пористость - учитывает тот объем нефти, который бу-дет перемещаться в процессе разработки залежи.

Динамическая вязкость - сила сопротивления перемещению слоя газа или жидкости площадью 1см2 на 1см со скоростью 1см/сек; измеряется в пуазах.

Залежь - естественное скопление нефти, газа, газоконденсата в ловуш-ке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницае-мых пород. Единичное скопление нефти, газа, газоконденсата в какой-либо пористой горной породе (коллекторе).

Запасы нефти, газа, конденсата - это весовое количество нефти и конденсата или объемное количество газа на дату подсчета в установ-ленной залежи, приведенные к поверхностным условиям.

Инклинометрия - метод контроля за пространственным положением оси скважины. Измеряют угол ее отклонения от вертикали (зенитный 192 угол) и магнитный азимут проекции оси скважины на горизонтальную плоскость.

Искусственно введенная или техногенная вода - это вода, попадаю-щая в нефтеносный (газоносный) пласт в результате процессов, связан-ных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разработкой место-рождения (закачка вод для поддержания пластового давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.)

Кавернозность - наличие в горной породе пустот (каверн) различной формы.

Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к удельному весу, измеряется в стоксах.

Коллектор - горная порода, обладающая способностью вмещать жид-кости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давле-ния. Горная порода, способная аккумулировать и отдавать флюиды при определенных условиях.

Коэффициент заводнения kзав - отношение объема промытой части пустотного пространства продуктивного пласта, охваченного процессом вытеснения, к общему объему пустот этого пространства, первоначаль-но насыщенного нефтью.

Литологическая ловушка - ловушка, образованная в результате лито-логического замещения пористых проницаемых пород непроницаемы-ми.

Магниторазведка - геофизический метод изучения геологического строения земной коры и разведки полезных ископаемы, основанный на изучении геомагнитного поля.

Массивный резервуар - мощные (несколько сот метров) толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Месторождение - совокупность залежей, приуроченных территориаль-но к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической струк-турой.

Минерализация воды - суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов (г/100 или г/л раствора). Меняется от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы).

Начальное (статическое) пластовое давление - это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.

Нефть - природная смесь углеводородов метанового (СnH2n+2), нафте-нового (СnH2n) и ароматического (СnH2n-2) рядов с примесью (обычно не-значительной) сернистых, азотистых и кислородных соединений.

Нефтегазопромысловая геология - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в началь-ном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр.

Нефтяной парафин - это смесь твердых углеводородов, преимуще-ственно алканов нормального строения от С16 и выше с примесью высо-194 комолекулярных родственных алканов (церезинов), а также углеводо-родов, содержащих в длинной цепи циклические структуры.

Область разгрузки - часть водоносного комплекса (горизонта), из ко-торого происходит отток вод за его пределы (на земную поверхность, в смежные водоносные комплексы и т.д.)

Область стока - основная по площади часть резервуара, где происхо-дит движение пластовых вод.

Объемный коэффициент пластовой нефти - отношение объема пла-стовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стан-дартных условиях нефти, используемое для перевода объема товарной (сепарированной) нефти в пластовые условия при подсчете запасов ме-тодом материального баланса и при решении различных задач разра-ботки.

Однородные массивные резервуары - сложены сравнительно одно-родной толщей пород, большей частью карбонатных.

Открытая пористость - часть порового пространства, представленная связанными между собой порами, по которым могут передвигаться флюиды.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной.

Проницаемость - способность горной породы пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями. Виды проницаемости: абсолютная; фазовая; относитель-ная.

Пластовое давление - один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производитель-ность скважин и залежи в целом.

Пластовый резервуар представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми поро-дами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади.

Размещено на Allbest.ru

...