Что понимается под природным резервуаром? Назовите типы П.Р.



Природный резервуар углеводородов — породное тело, коллектор, частично или со всех сторон ограниченное относительно непроницаемыми породами, выступающее как естественное вместилище для нефти, газа и вод

По соотношению коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами выделяются три основных типа резервуаров углеводородов: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон.

Классификация залежей по фазовому состоянию.

Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от собственно газоконденсатных наличием в нижней части резервуара жидких УВ, представляющих собой легкую нефть. Характерным примером такого типа является уникальное месторождение Карачаганак (Северо-западный Казахстан). Высота массивной залежи здесь превышает 1500 м (от 3700 до 5200 м по глубине); сверху вниз по ее разрезу возрастает содержание конденсата, а нижняя часть резервуара заполнена нефтью на толщину около 200 м.

 

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемое нефтью на всей его площади или частично; при этом геологические ее запасы не должны превышать половины от общих запасов УВ. Подразумевается также, что газ в этом типе месторождений имеет преобладающее промышленное значение. По составу он является жирным, т.е. содержит некоторое количество тяжелых гомологов метана. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки, нефтяная часть залежи имеет вид нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.

 

В пластовом резервуаре сводового типа нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки, имея при этом сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности. Верхняя – газовая часть залежи также будет иметь внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины будут вскрывать залежь как чисто газовую, а в зоне между внутренним и внешним контурами газоносности – как газонефтяную. В свою очередь, скважины пройденные между внешними контурами газоносности и нефтеносности покажут чисто нефтяную часть залежи.

 

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, при этом геологические запасы нефти составляют более половины от суммарных начальных запасов УВ. Такой тип месторождений является одним из наиболее распространенных в большинстве нефтегазоносных провинций во всем мире.

 

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание такого растворенного газа (газовый фактор) составляет обычно от 10 до 60 м3/м3, но в некоторых случаях может достигать и 500 м3/м3.

 

Фазовое соотношение УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяется термобарическими условиями залегания.

По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи (             ) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( > 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < ≤ 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25< ≤ 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой

( ≤ 0,25).

 

Построение структурных карт

Рассказать практику

Водонефтяной контакт

Водо-нефтяной контакт – условная поверхность, разделяющая нефть и воду в залежи нефти.

 

Также говорят о газонефтяном и газоводяном контактах.

 

Поверхность водо-нефтяного контакта может быть горизонтальной, наклонной, выпукло-вогнутой. Обычно при малых толщинах переходной зоны ВНК принимают за горизонтальную поверхность

 

Дизъюнктивные границы.

Дизъюнктивные дислокации(разрывные нарушения).  Вследствие движения земной коры слои горных пород могут быть разорваны и участки пород, лежащие по обе стороны от поверхности разрыва, могут оказаться смещенными относительно друг друга. Смещение слоев происходит по поверхности, которую условно принимают за плоскость. Эта поверхность называется сместителем или плоскостью смещения, а разорванные и перемещенные участки слоев, примыкающие к сместителю, – крыльями или блоками.      

Среди дизъюнктивных нарушений выделяются: сбросы, взбросы, сдвиги, раздвиги, надвиги, покровы, горсты и грабены

Дизъюнктивнымиявляются естественные геологические границы, связанные с разрывом сплошности геологического пространства. Эти границы могут сочетаться с резкостными и условными (например, нарушенная резкостная или условная граница). Дизъюнктивные границы представляют собой тектонический контакт в виде поверхности

Детальная корреляция

Составление адекватной модели залежи возможно лишь при наличии надежной детальной корреляции продуктивных разрезов пробуренных скважин.

Под детальной корреляцией понимается сопоставление продуктивной части разрезов скважин в целях выделения одноименных пластов (прослоев) и прослеживания границ их залегания (стратиграфических, литологических, тектонических) по площади и построения в виде карт, профилей, схем и т.д

Детальную корреляциюпроводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции - обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту. При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта, положения стратиграфических и других несогласий в залегании пород и др.

Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях разведочных работ в пределах месторождений с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев. Сопоставление ведется по биостратиграфическим и лито стратиграфическим признакам, получаемым при обработке керна и по данным геофизических исследований (ГИС). Результаты общей корреляции используются при решении разведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки, а также учитываются при детальной корреляции.

Региональную корреляциюпроводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Ведущую роль при этом играет биостратиграфическая идентификация сопоставляемых отложений. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.

15.Методы изучения гидрофобности(гидрофобные и гидрофильные поверхности)

Гидрофобность — это физическое свойство молекулы, которая «стремится» избежать контакта с водой[1]. Сама молекула в этом случае называется гидрофобной.

Гидрофобные молекулы обычно неполярны и «предпочитают» находиться среди других нейтральных молекул и неполярных растворителей. Поэтому вода на гидрофобной поверхности, обладающей высоким значением угла смачивания, собирается в капли, а нефть, попадая в водоем, распределяется по его поверхности.

Гидрофобными являются молекулы алканов, масел, жиров и других подобных материалов. Гидрофобные материалы используются для очистки воды от нефти, удаления разливов нефти и химических процессов разделения полярных и неполярных веществ.

Слово «гидрофобный» часто используется в качестве синонима к слову «липофильный» — «жиролюбивый», хотя это не вполне корректно. Действительно, гидрофобные вещества в целом липофильны, но среди них есть и исключения — например, силиконы.

16.Метод кавернометрия

КАВЕРНОМЕТРИЯ— метод геофизического исследования скважин, основанный на измерении поперечного размера скважины для оценки её объёма при цементировании, выявления изменений сечения ствола и т.п. В общем случае сечение скважины не является круглым, поэтому при кавернометрии за его поперечный размер (условный диаметр) принимается диаметр круга, площадь которого равна площади сечения скважины плоскостью, перпендикулярной к её оси, кавернометрию проводят с помощью каверномеров, спускаемых в скважину на каротажном кабеле.

Разновидностью кавернометрии является профилеметрия, осуществляемая профилеметрами. Эти приборы, в отличие от каверномеров, снабжены двумя или несколькими независимыми друг от друга устройствами, позволяющими измерять соответственно две или несколько хорд сечения скважины, что даёт возможность оценить не только размеры сечения, но и особенности его формы (например, наличие желобов).

17. Термометрия(как определить заколонный переток)

Термометрия — раздел прикладной физики и метрологии, посвященный разработке методов и средств измерения температуры. В задачу термометрии входят: установление температурных шкал, создание эталонов, разработка методик градуировки и калибровки приборов для измерения температуры.

Важной задачей промысловой геофизики является определение интервалов

притока жидкости и заколонных перетоков, Для решения этой задачи используются

различные методы, в том числе и термометрия. Термические исследования скважин

позволяют определять не только интервалы притока, но и каналы заколонного

движения жидкости. Длительная работа скважины, сопровождающаяся дроссельным

разогревом жидкости за колонной, приводит к выравниванию азимутального и

радиального распределения температуры, что усложняет решение задачи по выявлению

при малых депрессиях работающие интервалы и канала перетока жидкости. В этом

случае для повышения информативности термических исследований система скважина

– пласт выводится из состояния термического равновесия путем создания внутри

скважины “контрастной” температуры за счет нагревания внутрискважинной

жидкости.

В работе приводятся результаты теоретических исследований радиального и

азимутального распределений температуры в системе скважина –горные породы при

наличии источников теплоты. Показано, что восстановление температуры после

создания контрастной температуры имеет аномалии связанные с интервалами притока

жидкости и заколонных перетоков.

18. Коэффициент нефте-газо насыщения

Коэффициент нефтегазонасыщенности - Отношение объема пор, занятых нефтью и газом, к общему объему пор породы. Коэффициент нефтегазонасыщенности всегда меньше единицы: он большей частью варьирует в пределах 0.65-0.85. Определяется обычно по данным электрического каротажа. Определить раздельно коэффициент нефтенасыщенности и коэффициент газонасыщенности по данным каротажа не представляется возможным. С помощью комплекса промысловых геофизических исследований, включающих нейтронный гамма-каротаж, можно лишь отделить газонасыщенную часть от нефте- и водонасыщенной частей пласта.

19. Назвать комплекс ГИС при разработке (в обсаженном стволе)

20.Плотность ГП, почему изменяется с глубиной

ПЛОТНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД — определяется отношением массы горных пород к её объёму.

Плотность горных пород зависит от их минерального состава, структурно-текстурных особенностей, пористости, вида вещества, заполняющего поры и пустоты (газ, нефть, вода), а также от условий образования и залегания горных пород. Различают минералогическую плотность горных пород (отношение массы высушенных и измельчённых до исчезновения пор твёрдых частиц породы к объёму, ими занимаемому), плотность абсолютно сухой породы и плотность породы, заполненной флюидами (отношение массы твёрдой, жидкой и газообразной фаз горной породы к объёму, занимаемому этими фазами). Измерение плотности горных пород на образцах ведётся главным образом гидростатическим способом, реже гамма-гамма методами. В естественном залегании плотность горных пород определяют по данным плотностного гамма-гамма-каротажа либо (что менее точно) оценивают по данным гравиметрических исследований в горных выработках или путём расчётов по гравиметрическим съёмкам.

 

21.БКЗ и какие зонды

Боковое каротажное зондирование - это исследование кажущихся сопротивлений пород по длине ствола скважины с применением каротажных зондов разной длины, чем обеспечивается различная глубина анализирования в направлении, перпендикулярном к оси скважины.

Боковое каротажное зондирование, стандартный и боковой каротаж, собственный потенциал

Геофизические исследования в необсаженых нефтяных и газовых скважинах, заполненных промывочной жидкостью на водной основе.

Исследования выполняются через буровой инструмент за один проход, и позволяют:

· выделить коллекторы;

· сопоставить разрезы скважин;

· определить:

o степень глинизации коллекторов,

o границы пластов,

o коллекторские свойства пластов,

o пористость,

o нефтегазонасыщенность,

o УЭС пластов в скважинах с минерализованным буровым раствором и в высокоомных разрезах.

22. Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.

Элизионные воды — это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке (см. главу VII).

При инфильтрационных и элизионных процессах вследствие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и по разрезу месторождения меняется.

23. Геотермический градиент — физическая величина, описывающая прирост температуры горных пород в °С на определенном участке земной толщи. Математически выражается изменением температуры, приходящимся на единицу глубины. В геологии при расчете геотермического градиента за единицу глубины приняты 100 метров. В различных участках и на разных глубинах геотермический градиент непостоянен и определяется составом горных пород, их физическим состоянием и теплопроводностью, плотностью теплового потока, близостью к интрузиям и другими факторами. Обычно геотермический градиент колеблется от 0,5 — 1 до 20 °С и в среднем составляет около 3 °С на 100 метров.


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 222; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ