Основная цель разведочного этапа – подготовка месторождений к разработке, для этого решаются следующие задачи :

2 вопрос:

Основная цель разведочного этапа – подготовка месторождений к разработке, для этого решаются следующие задачи:

Изучение тектонических особенностей месторождения

Установление литологического состава продуктивных пластов, их общая и эффективная мощьность, коллекторские свойства, нефтегазонасыщенность и характер изменения этих параметров по площади и разрезу

Определить положения В Н К, Г Н К или Г В К

Установление промышленного значения нефтянной отторочке

Определение дебетов нефти,газа, конденсата, воды, а так же пластового давления, давления насыщения и др. параметров залежи.

Исследование физикохимических свойств нефти, газа, конденсата и пластовой воды

Подсчет запасов нефти, газа и воды по категориям В и С1

3 вопрос:

Построение геологических профилей. Геологический профиль представляет собой графическое изображение в вертикальной плоскости стороения недр и содержащихся в них залежей. Выбор направления и числа геологических профилей зависит от формы, размеров и сложности строения залежи или месторождения.

Если месторождение приуроченно к братиантиклинальной складке, то профиль распологают вдоль и вкрест простирания. При наличии дизъюнктивного нарушения линию профиля выбирают перпендикулярно к нему. В случае литологически экранированной залежи на профиле должна быть изображена картина литолого-фациального перехода. Прфиль строят с юга на север или с запада на восток по линии, соединяющей скважины через купол структуры.

Профиль составляется на основе схемы детальной корреляци. Слева на чартеже проводится абсолютная шкала глубин. Вертикалыный и горизонтальный масштабы построения для складчатых областей обычнго выбираются одинаковыми. В платформенных областях с небольшими углами падения пластов вертикальный масштаб принимается равным 1:200 или 1:500. Рядом со шкалой глубин через пройзвольную точку проводят линию, соответствующую на профиле положению оси крайней левой скважины. От этой линии в выбранном масштабе откладываются горизонтальные проекции расстоянии между всеми скважинами на профиле и через полученные точки проводят линии, соответствующие осям стволов остальных скважинКсли какие либо скважины невертикальна, то показывается искривленное опложение ствола сквважина. По абсолютным отметкам около скважин наносятся граници каждого пласта или прослоя в пределах исследуемого интервала продуктивной толщи.

В пределах продуктивного пласта должны бать прослежены проницаемые и непроницаемые прослои и указана их литологическая характеристика. Желательно чтобы на профиле

были выделены и породы, подстилающие и перекрывающие исследуемый продуктивный пласт. Литологическая харатеристика пластов и прослоев наносится условными знаками. После этого проводятся водонефтянные и газоводяные контакты, указываются интервалы опробования и их результаты и выделяются залежи нефти и газа.

Билет 10

Вопрос 1:Геологическая деятельность ветра.

Ветер на поверхности Земли производит очень важную геологическую работу. Процесс выветривания подготавливает материал для деятельности ветра. Он подхватывает и переносит на большие расстояния мелкие обломки горных пород и минералов в виде песка и пыли. Так ветер значительно разрушает горные породы, т.е. обтачивает, полирует и нивелируют выступы.

Деятельность ветра проявляется в виде 4-х процессов:

1.Дефляция-выдувание развевание рыхлых продуктов разрушения.

2.Коррозия-царапающая, обтачивающая,шлифующая деятельность обломков, переносимых ветром.

3.Перенос

4.Аккумуляция (отложения)

Дефляция проявляется в пустых и полупустых местах, в степях. Примером этого может послужить пылевые бури. Также под разрушения попадают и более прочные горные породы, в результате чего образуются скалы.

Коррозия представляет собой механическую обработку обнаженных горных пород при помощи переносимых ветром твердых частиц. В результате коррозии наносится вред сельскому хозяйству.

Аккумуляция происходит совместно с предыдущими процессами. В рез-те аккумуляции возникают различные положительные формы рельефа и особые типы эоловых отложений. Самые крупные формы аккумуляции рыхлого материала - барханы и дюны.

Барханы – это холмы серповидной формы. Песчаные холмы образуются также на морских побережьях и на берегу крупных рек. Они получили название дюн. Дюны и барханы могут иметь в несколько десятков метров.

Дюны – представляют собой эоловые песчаные образования, возникающие по берегам озер, рек, морей, океанов.

Вопрос 3:

Упруговодонапорный режим – режим, при котором нефть вытесняет из пласта под действием напора краевой воды, но основным источником энергии служит упругость пород – коллекторов и насыщающей их жидкости.

Водонапорный режим – основной источник пластовой энергии – напор краевых вод. Условия проявления этого режима в газовых залежах аналогичны для этого же режима в нефтяных залежах. Отбор газа из пласта сопровождается постепенным подъемом ВНК.

Билет 11

Вопрос 1:Геологическая деятельность поверхностных текучих вод.

Поверхностные текучие воды объединяют все воды, протекающие по поверхности суши. Они делятся на две главные группы:

Временные текучие воды (дождевые, талые потоки и временные русловые потоки)

Постоянно действующие русловые потоки реки.

Геологическая деятельность поверхностных текучих вод – процесс разрушения горный пород водными потоками получили название эрозии. Различаются три вида эрозии:

Плоскостная (поверхностный смыв)

Боковая (разрушение боковых склонов ручья и рек)

Донная (глубинная)

Плоскостной смыв получил название делювиального процесса. В рез-те этого процесса на склонах и у подножий возвышенностей происходит накопление рыхлого материала. Эти отложения получили название делювия.

Созидательная деятельность временных текучих вод заключается в накоплении рыхлого материала в виде конуса в устье оврагов. Такие отложения называются пролювием. Накопление пролювия происходит в предгорных районах, где временные горные потоки откладывают пролювиальные конусы выноса и пролювиальные шлейфы.

Геологическая деятельность постоянно действующих потоков рек. Геологическая работа рек, как и любых водных потоков, выражается в эрозии, транспортировке и аккумуляции продуктов разрушения г/п и минералов. Выделяются два вида эрозии рек:

Боковая

Донная

Боковая эрозия - размывание берегов реки. Преобладает у равнинных рек, которые характеризуются извилистостью русла, часто меняющего свое направление.

Донная эрозия – проявляется в углублении в русла реки. Она происходит в верховьях реки, наиболее интенсивна у горных рек. Поэтому реки образуют глубокие скалистые ущелья – каньоны.

Процесс отложения рекой переносимого ею материала называется – аллювиальным процессом.

Русловый аллювий – представляют песчано – галечным материалом, образуемым руслом реки в процессе перемещения его по дну долины.

Русловый аллювий залегает в основании поймы и в нижних частях надпойменных террас.

Пойменный аллювий – отлагается во время разлива реки, половодья на поймах рек, наблюдаются супесчаные, суглинистые и иловые отложения.

Старичный аллювий – образуется в старицах. Слагается иловатыми суглинками с прослоями песков. Для старичного аллювия характерно наличие заболачивания с последовательным образованием илов торфа.

Вопрос 2: Геофизические и геохимические методы исследований при поисках и разведке нефти.

Поисково-оценочные работы ведутся в целях открытия нефтяных газовых мес-ний. При этом поисковые работы делятся на несколько этапов:

Общая геологическая съемка

Детальная геологическая съемка

Глубокое бурение поисковых скважин

На первом этапе составляется геологическая карта местности. Проводят работы по расчистке местности. Общая геологическая съемка позволяет получить некоторое представление о геологическом строении современных отложений на изучаемой площади.

На втором этапе бурят картировочные и структурные скважины для изучения геологического строения площади. По результатам общей геологической съемки и картировочного бурения строят геологическую карту, на которой условными обозначениями изображается распространение различных пород различного возраста. Для более точного представления об изучаемой площади геологическая съемка дополняется сводным стратиграфическим разрезом отложений и геологическими профилями.

Сводный стратиграфический разрез, вычерчивается в виде колонки пород, должен содержать подробную характеристику пород, слагающих изучаемый район. На втором этапе также проводят:

Геофизические методы- наиболее распространены сейсмо- и электроразведка. Сейсморазведка основана на использовании закономерности распространения упругих волн в З.К., искусственно создаваемых в ней путем взрывов в неглубоких скважинах. Часть энергии этих волн, дойдя до поверхности плотных пород, отражается от нее, и возвращается на поверхность Земли.

Электроразведка-основана на способности пород проводить электрический ток. Породы имеющие плохую электропроводимость, обладают более высоким сопротивлением. Зная сопротивление различных г/п, можно по характеру распределения электрического поля определить последовательность и условия их залегания.

1.Газовая съемка основана на диффузии УВ, из которых состоит нефть. Каждая нефтяная или газовая залежь выделяет поток УВ, проникающих через любые породы. при помощи геохимических приборов определяют содержание УВ в воздухе на исследующей площади. Над залежью нефти и газа приборы показывают повышенное содержание УВ. Результаты газовой съемки упрощают выбор участка для детальной разведки бурения.

2.Бактериологическая съемка-основана на поиске бактерий,содержащихся в УВ. Анализ почв на изучаемой площади позволяет обнаружить место скопления этих бактерий, а следовательно, и УВ. В рез-те бактериологического анализа почв составляется карта расположения предполагаемой залежи.

После проведения комплекса геофизических геохимических исследований приступают к третьему этапу поисковых работ - глубокому бурению поисковых скважин. В случаи получения из скважины нефти и газа заканчивается, поисковые работы и начинается детальная разведка. На площади одновременно бурят оконтуривающие, оценочные и контрольно- исследовательские скважины и контроля за ходом разведки мес –ий. После бурения необходимого числа глубоких скважин для разведки мес- ий период поисково- разведочных работ заканчивается и начинается период бурения эксплуатационных скважин внутри контура нефтеносности, через которые будет осуществляться добыча нефти и газа.

Вопрос3:Режим газовой шапки, режим растворенного газа, гравитационный режим.

Газонапорный режим – основная энергия – напор газа, газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки, по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации залежи, дебиты и давление остаются почти постоянными. Эффективность этого режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, коллекторских св-в пласта и характера структуры. Благоприятные условия – высокая проницаемость ПК, большие углы наклона пластов и малая вязкость нефти.

Режим растворенного газа – нефть продвигается по пласту к забоем скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижается.

Гратационный режим – движение нефти по пласту к забоем скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. И его проявление способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок.

Билет 12

Вопрос 1: Геологическая деятельность подземных вод.

Поверхностные воды, протекающие по трещинам и порам в глубь З.К., образуют подземные воды, которые по происхождению делятся на две группы:

Вадозовые (странствующие) – образованы из атмосферных вод.

Ювенильные (юные) – образованны водяными парами магмы в недрах З.К.

Процесс просачивания атмосферных вод в глубь земли называют инфильтрация, которые зависят от густоты речной системы, от кол-ва и характера осадков, от состава г /п.

Подземные воды, заполняющие тонкие трещины и поры, и свободно

перемещающиеся в них, называются гравитационными водами. Кроме гравитационных вод имеются воды, тесно связанные с частицами породы – гигроскопическая вода, которая облепляет тонкой породой.

По условиям залегания подразделяются на:

Почвенные воды – располагаются в почвенном слое у самой поверхности земли.

Грунтовые воды – залегают на первом от поверхности в региональном водоупорном слое.

Пластовые воды – заполняют проницаемые пласты, расположенные ниже горизонта грунтовых вод, в отличии от которых подстилают и перекрываются непроницаемыми г/п.

Пласты, насыщенные водой называются водоносными.

Разрушительная деятельность подземных вод заключается в растворении и в механическом размыве г/п с ней связаны:

Карстовые явления – растворение и выщелачивание г/п и образование в них пустот, в рез –те деятельности подземных вод.

Суффозия(подкапывание) – механическое вымывание частиц в рыхлых г/п подземными водами, вызывающие оседание в выше лежащих толще с образованием на поверхности небольших воронок.

Оползни – это отрыв масс г/п от основного массива и перемещение их под действием силы тяже по склону.

Вопрос3:Режим газовой шапки, режим растворенного газа, гравитационный режим.

Газонапорный режим – основная энергия – напор газа, газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки, по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации залежи, дебиты и давление остаются почти постоянными. Эффективность этого режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, коллекторских св-в пласта и характера структуры. Благоприятные условия – высокая проницаемость ПК, большие углы наклона пластов и малая вязкость нефти.

Режим растворенного газа – нефть продвигается по пласту к забоем скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит и давление непрерывно снижается.

Гратационный режим – движение нефти по пласту к забоем скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. И его проявление способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок.

Билет 13.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ ЛЕДНЯКОВ.

Ледники – естественные массы кристаллического льда, находящиеся на поверхности Земли в результате накопления и последующего преобразования твердых атмосферных осадков(снега)

Типы ледников:

Материковые (гренландские)

Горные (альпийские)

Промежуточные (скандинавские)

Ледники выполняют большую разрушительную, переносимую, и созидательную работу. Они дробят крошат встречающиеся на пути обломки скал, истирают и полируют поверхности ГП. Морены – отложения ледника. Они делятся на долины:

Внутренние – слагаются из обломков, попавших в ледник извне и при таянии снега проникают внутрь него.

Боковые – состоят из обломков обвалов и бортов долины.

Срединные – образуются при слиянии боковых морен двух ледников.

Отложенные морены:

Конечные – это валы обломочного материала образующихся перед ледником и обращенные крупными склонами в сторону ледника.

Донные – состоят из продуктов постледникового выветривания и обломков пород ложа основания и состоит из крупных обломков пылеватых и глинистых частиц.

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ Н/Г МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Под пластовым понимается давлениепри котором в продуктивном пласте нефт, газ и вода, а в водоносном находится в пустотах пластов коллекторов. Есле вскрыть скважины водоносный пласт коллектор и изменить в её стволе уровень промывочной жидкости то под действием пластового давления в эту скважину начнет поступать вода, ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.

Аналогичный процесс поступления в скважину нефти, газа — протекает при вскрытии нефтенасыщенного пласта. Значит пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости, в скважине при установлении статического равновесия пластовой жидкости.

КАРТОИЗОБАР

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в процессе разработки залежи проводят с помощью картизобар. Картизобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий с равными значениями пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи. Картоизобар составляют обычно на каждый конец квартала.

ТЕМПЕРАТУРА В Н/Г ПЛАСТАХ

В недрах месторождений температура с глубиной повышается. Продуктивные пласты имеют природную температуру, которая оказывает большое влияние на фазовое состаяние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых флюидов и на условия их фильтрации. В процессе разработки залежи природные термические условия испытывают устойчивые или временные изменения из-за нагнетания в больших объемах в пласты различных сеенитов имеющего большую температуру или меньшую начальной пластовой. Замеры температуры в скважинах проводят максимальным термометром или электрометром.

классификация запасов нефти и газа.

Категория запасов	Разведанность и изученность запасов
А	Запасы, детально разведанные, подсчитанные на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа.
В	Запасы на площади, промышленная нефтеносность или газоносность которой доказана наличием на ней скважин с благоприятными показателями каротажа и промышленного притока нефти или газа из м-ния не менее чем в двух скважинах, вскрывших продуктивную залежь на различных гипсометрических отметках.
С1	Запасы м-ний, для которых условия залегания нефти и газа выявлены по данным геологопоисковых или геофиз. работ или по аналогии с соседними разведанными м-ниями при получении на оцениваемой площади хотя бы в одной скважине промышленного притока нефти или газа. К этой же категории относятся запасы залежей на площадях, непосредственно примыкающих к залежам с запасами более высоких категорий, а также запасы в пластах, положительно охарактеризованных каротажем и находящихся в пределах м-ния между залежами, из которых получены промышленные притоки нефти и газа.
С2	Запасы нефти и газа новых структур в пределах р-на с доказанной промышленной нефтегазоносностью по пластам, продуктивность которых установлена на других м-ниях, а также запасы нефти или газа известных м-ний в отдельных неразведанных тект. блоках и пластах, продуктивность которых предполагается.

Запасы категории C3являются потенциальными запасами, подготовленными для разбуривания ловушек в нефтегазоносной области, определенной методами геологической и геофизической разведки, опробованными для такой области, и (ii) пласта разведанных месторождений, которые обнаружились в результате разбуривания. Форма, размер и условия стратификации принятой залежи оцениваются по результатам геолого-геофизических исследований. Предполагается, что мощность, коллекторные характеристики пластов, состав и характеристики углеводородов аналогичны тем, что имеются на разведанных месторождениях. Запасы категории C3 используются при планировании поисково-разведочных работ в районах, известных как содержащие другие имеющие запасы месторождения.

Запасы категории D1рассчитываются по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований региона, а также по аналогии с разведанными месторождениями в оцениваемом регионе. Запасы категории D1 являются запасами литологического и стратиграфического комплексов, которые оцениваются в границах крупных региональных структур, которые, как подтверждено, содержат промышленные запасы нефти и природного газа.

Запасы категории D2рассчитываются с применением принятых параметров на основании общей геологической концепции и по аналогии с другими в лучшей степени изученными регионами, имеющими разведанные месторождения нефти и природного газа. Запасы категории D2 являются запасами литологического и стратиграфического комплексов, которые оцениваются в границах крупных региональных структур, которые, по неподтвержденным данным, содержат промышленные запасы нефти и природного газа. Перспективы нефте- и газоносности этих комплексов оцениваются по результатам геологического, геофизического и геохимического изучения.

Билет 14

геологическая деятельность морей и океанов. Диагенез осадков.

Разрушение, перенос и накопление осадков. Различают несколько зон:

Зона 1 – прибрежная (литоральная) – она охватывает части морей и океанов, находящиеся в сфере действия приливно-отливных волн. (0 — 20 м)

Зона 2 – мелководная (пиритовая) – прибрежная часть — литоральная и перитовая зоны совпадают с областью располажения материковой отмели или шельфа (20 — 200 м).

Зона 3 — Средних глубин — охватывает толщу воды на глубинах от 200 — 300 м. И совпадают с материковым (континентальным) склоном.

Зона 4 — больших глубин (абиссальная) — охватывает толщу воды от 2000 — 3000м до максимальных глубин (ложе мирового океана и глубоководных впадин)

Зона 5 — открытого моря (пелагическая) — занимает приповерхностные толщи воды в открытом море или океане (на некоторых удалениях от моря) Разрушительная деятельность моря называется — образией. Она обусловлена действием ветровых волн, морских течений, приливов и отливов разрушающих берега и отложений в зоне шельфа. При отступлении моря (регрессия) образуется морская терраса. При наступлении моря (трансгрессии) — образуется абразионная терраса. Созидательная деятельность моря выражается в процессе осадканакопления или седиментации. В зоне шельфа происходит процесс образования:

обломочных осадков — образуются при разрушении ранее существовавших ГП под влиянием выветривания, эррозии во время переноса к бассейну осадка накопления.

хемогенных осадков — образуются в шельфовой зоне в результате химических процессов происходящих в водной среде.

органогенных осадков — состоят из остатков животных и растительных организмов.

ДИАГЕНЕЗ ОСАДКОВ

Отложения делятся на две большие группы:

1. морские

2. континентальные

рыхлые осадки под действием физико и био — химических факторов в течение длительного времени видоизменяются и постепенно превращаются в осадочные породы — диагенез.

Диагенез осадков сводится:

1. уплотнению

2. уменьшение влажности (дигидратация)

3. выщелачивание

перекристализация

преобразование одних минералов в другие

цементирование.

2. понятие о нефтегазоносных провинциях, областях и районов.

В настоящее время при классификации крупных нефтегазоносных территорий выделяют в качестве основных из подразделений понятие о нефтегазоносных провинциях, областях и районов.

Нефтегазоносная провинция — это значительная по размерам и осадочному выполнению обособленная территория, приуроченная к крупнейшему или крупному тектоническому элементу или к их группе, обладающая сходными чертами геологического строения и развития, единым характерным стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, а также большими возможностями генерации и аккумуляции УВ. Нефтегазоносная провинция, как правило, ограничивается бесперспективными залежами.

Нефтегазоносная область может быть частью нефтегазоносной провинцииили выделяться самостоятельно. Как правило, она приурочена к крупным тектоническим элементам обладающим сходными геотектоническим строением, региональным распространением основных нефтегазоносных комплексов получивших прогнозную оценку и имеющим разведанные запасы нефти и газа. Самостоятельные нефтегазоносне области ограничиваются бесперспективными или малоперспективными землями.

Нефтегазоносный район — является частью нефтегазоносной области. Это территория расположенная, как правило, в пределах одного или нескольких средних тектонических элементов или их частей, характеризующихся расположением одноместных продуктивных горизонтов, близких глубинами их залеганий, сходными типами месторождений нефти и газа. В отдельных случаях при достаночно убедительном обосновании можно выделить самостоятельные нефтегазоносные район (все области)

методы подсчета запасов нефти и газа.

Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

Для подсчета запасов нефти и газа применяют следующие методы:

объемный метод - наиболее точный и распространенный, применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения;

метод материального баланса - используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор;

метод натурного моделирования - применяется для определения оставшихся запасов нефти при разработке месторождения.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

Q = Vm kн ηпδ / b,
где Q-промышленные запасы, т;
V - объем нефтенасыщенных пород, м3;
kн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;
ηп - коэффициент извлечения нефти, доли единицы;
δ - плотность разгазированной (товарной) нефти, т/м3;

b – объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарной нефти занимает в пластовых условиях. Значения величин m, kн, ηп, δ и b определяются путем лабораторных исследований. Объем нефтенасыщенных пород V при подсчете запасов категории А определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород, а категорий В и С1 - по формуле V = S ∙ h ∙ cos α', где S – нефтеносная площадь на поверхности, м2;
h - средняя эффективная мощность пласта, м;
α'- угол падения пласта. Методы материального баланса и натурального моделирования применяются для подсчета оставшихся запасов газа и нефти при разработке месторождений.

Билет № 15

Виды тектонических движений. Колебательные движения. Трансгрессия и регрессия моря.

Тектонические движения - движения земной коры, вызванные процессами проходящими в ее недрах.

Пликативные дислокации – под действием пластических деформаций возникает нарушенное залегание пластов ЗК без разрыва их сплошности. Различают следующие формы:

Моноклинали – представляют собой толщу пластов ГП, равномерно накопленных в одну сторону на значительном протяжении.

Складчатые деформации или складки – это волнообразные изгибы пластов без разрыва сплошности пород. Этот тип дислокаций проявлен более широко.

Флексура – называются уступообразные нарушения горизонтально лежащих пластов.

Трансгрессия(наступление) моря, начавшаяся вследствие погружения суши, приводит к накоплению морских осадков на эрозионной поверхности Земли. Регрессия(отступление) отражается в смене морского осадконакопления континентальным или же просто прекращением морского осадконакопления с последующей эрозией.

Поднятия. Морские отложения часто можно обнаружить высоко в горах. Они накапливались первоначально ниже уровня моря, но позже были подняты на большую высоту. Амплитуда подъема в ряде случаев может достигать 10 км. Поднятия могут происходить с деформацией или без деформации слоев.

Сжатие. Такое уменьшение предполагает сжатие. Объяснение сжатия основывалось на наблюдающейся потере Землей тепла и возможным ее остыванием, что должно обусловливать сокращение ее объема.

Растяжение. Под растяжением понимают такой тип тектонических деформаций, преимущественно связанный со взбросами.

Складчатые тектонические нарушения. Различают два основных типа складок: антиклинальные, в которых изгиб слоев горных пород обращен выпуклостью вверх, и синклинальные, в которых слои изогнуты выпуклостью вниз.

Пластовые воды, их промысловая классификация.

Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных в них веществ.
Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллоидов называют общей минерализацией воды. Воды с минерализацией менее 1 г/л пресные; 1—50 л/г — соленые, минерализованные (минеральные); свыше 50 г/л — рассолы.
Важнейшие газы, растворенные в водах, — N2, CO2 и СН4.
Плотность воды зависит от минерализации: чем выше минерализация воды, тем больше ее плотность.
Удельный объем воды — это объем, который занимает 1 кг воды. В стандартных условиях удельный объем неминерализованной воды равен 0,9972 дм3. С ростом давления объем воды уменьшается, а при повышении температуры увеличивается.
Объемный коэффициент воды зависит от давления, температуры, степени минерализации воды и количества растворенного в ней газа.
Коэффициент сжимаемости для воды колеблется от 0,004 до 0,005 %.
Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,03 до 0,18 Па. С повышением температуры она уменьшается.
При разработке нефтяных месторождений необходимо знать величину отношения вязкости нефти к вязкости воды. Чем меньше это отношение, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти.
Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 0,07—0,08 Н/м.
В промысловой практике пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие водоносным пластам, не содержащим нефть, или другим нефтегазоносным пластам, называют чуждыми, или посторонними, по отношению к данному нефтяному или газовому пласту.
Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта.
Подвижная вода — это вода в углах пор, вода капиллярноудержанная и капельная.
Законтурная (краевая) вода подпирает пластовые нефтяную или газовую залежь. Подошвенная вода подпирает массивные нефтяную или газовую залежь.
Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров.
Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше данного продуктивного пласта. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже данного продуктивного пласта.
Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим трещинам.
Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении, согласно технологическому процессу разработки залежей.
Техническая вода — фильтрат промывочной жидкости, проникшей в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами.

Понятие о системе разработки. Разработка многопластовых месторождений.

Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуатации залежи и управлять им — определять расположение, число, порядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходимость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания.
Системы разработки должны быть рациональными, т. е. должны отвечать следующим основным требованиям: достижению максимально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточно высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторождений.
К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся следующие: размеры и форма залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекторов, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление и разница между этим давлением и давлением насыщения.
Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее неоднородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более активным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин.
В зависимости от разницы в величинах начального пластового давления и давления насыщения определяется время начала освоения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки залежи.

Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения:
- система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания
- система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх».
- система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.

Билет №19. Вопрос 1. Магматические процессы.

Магматизм – геологические процессы, связанные с образованием магмы, перемещением ее в земной коре и излиянием ее на поверхность. Вещество земной коры и верхней мантии находятся в твердом состоянии, хотя породы на глубине 80 – 130км., где температура достигает 15000, должны были бы расплавиться. Сохранению вещества в твердом состоянии способствует высокое давление на этих глубинах. Нарушение термодинамического равновесия, снижение давления или повышение температуры приводит к переходу в локальных участках вещества из твердого состояния в огенно-жидкое (магма). В результате в верхней мантии образуется очаг. Понижение давления может быть вызвано тектоническими движениями по разломам, проникающим глубоко в недра Земли. Увеличение температуры возможно за счет теплового тока, связанного с некоторыми глубинными процессами (радиоактивный распад). Переход из твердого вещества в магму сопровождается резким возрастанием давления за счет энергии газов и перегретых паров, содержащихся в магме. Магма перемещается из магматических очагов в участки земной коры, ослабленные тектоническими подвижками. Так как давление в земной коре значительно меньше, чем в верхней мантии, то происходит резкое, часто взрывное выделение газов из магмы. Взрывы газа приводят к образованию в земной коре каналов, по которым магма устремляется к поверхности Земли. Поднимаясь по этим каналам, магма или внедряется в земную кору, не достигая поверхности, или извергается на поверхность в виде лавы.

Вопрос 2.Породы-коллектора, их свойства.

Коллектора – горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения. Емкостные свойства: пористость – отношение объема пустот к общему объему горных пород, включающему пустотное пространство, занимаемое в недрах жидкостями или газом. Различают: 1)Общая пористость - характеризует суммарный объем всех пор, независимо открытые они или изолированные (закрытые), какую имеют форму, величину и взаимное расположение. Коэффициент полной пористости (kп) – отношение суммарного объема пор в образце породы (∑Vпор) к видимому его объему (Vобразца); 2)Открытая пористость – характеризует объем сообщающихся между собой пор (Vсообщ. пор). Коэффициент открытой пористости (kо) – отношение открытых сообщающихся пор к видимому объему образца; 3)Эффективная пористость - учитывает часть объема связанных между собой пор, насыщенных нефтью. Коэффициент эффективности (kэф) – отношение объема порового фильтра к видимому объему образца. Фильтрационные свойства: проницаемость – способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Различают: 1)Абсолютная проницаемость – определяется при условии, что порода насыщена однофазовым флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки используется воздух, газ или инертная жидкость. Величина выражается коэффициентом проницаемости, который определяет в лабораторных условиях покерну на основе закона Дарси; 2)Эффективная прницаемость – проницаемость горных пород для данной жидкости или газа придвижении в пустотном пространстве многофазовых систем; 3)Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Наибольшая проницаемость горных пород бывает в тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (2 фазы), эффективная проницаемость для нефти начинает уменьшаться, если по порам движутся 3 фазы (нефть, газ, вода), фазовая проницаемость для нефти еще больше уменьшается.

Вопрос 3. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Разработка газовых месторождений. Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругость и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения. При размещении скважин необходимо учитывать режим залежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендуется закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пластах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке. При разработке газовых залежей скважины обычно эксплуатируют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возникает необходимость ограничения отбора, например при неустойчивых породах пласта-коллектора, когда при больших отборах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при наличии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и условиями транспортировки. При необходимости подачи газа в магистральные газопроводы без компрессорных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4 – 5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно может быть значительно меньшим. Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с промышленными запасами, следует производить после выработки нефти из оторочки. В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной оторочки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта снижалось одинаково. При несоблюдении этого правила начинается перемещение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки ровной части нефти добывать газ из газовых шапок. Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопротивления в эксплуатационной колонне и увеличение дебитов рекомендуется больший диаметр скважин.

Разработка газоконденсатных месторождений. Залежи газа, содержащие в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными. Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке оконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержанием давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давлению и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15 – 20% превышающего давления на устьях скважин, и под этим давлением через нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90% конденсата. Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддержания пластового давления, то на первой стадии их разработки следует ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давления максимальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может достигать 75%.

Билет 20. Вопрос 1. Пликативные деформации.

Под действием пластических деформаций возникает нарушенное залегание пластов земной коры без разрыва их сплошности, такие формы нарушений называются пликативными деформациями (дислокациями). Среди пликативных деформаций выделяют: 1)Моноклиналь – представляют собой толщи пластов горных пород, равномерно наклоненных в одну сторону на значительном протяжении; 2)Складчатые деформации (антиклинальные и синклинальные складки) – волнообразные изгибы пластов без разрыва сплошности пород. Главное отличие антиклинальной складки от синклинальной – в ядре антиклинальной складки находятся породы более древние, чем на крыльях; 3)Флексуры – уступообразные нарушения горизонтально (моноклинально) лежащих пластов. Элементы складок: Крылья – боковые части складки, представляющие собой 2 более или менее ровные, часто плоские противоположные части изогнутого слоя или тела горной породы; Замок – участок перегиба или перехода одного крыла складки в другое, т. е. смыкания крыльев складки; Ядро – внутренняя часть складки, заключенная между ее крыльями и замком; Угол складки – составлен продолженными до пересечения поверхностями ее крыльев; Вершина складки – точка максимального перегиба на поперечном сечении замка складки; Осевая плоскость – плоскость или поверхность, делящая складку вдоль на 2 части так, что угол при вершине складки делится ее пополам; Шарнир складки – след от пересечения поверхности любого слоя складки осевой плоскости, представляет собой линию, проходящую через точки максимума перегиба поверхности одного слоя; Ось (осевая линия складки) – линия пересечения осевой поверхности складки с горизонтальной поверхностью; Угол падения крыла складки измеряется линейным (плоским) углом, составленным линией падения поверхности крыла и ее проекцией на горизонтальную плоскость.

Вопрос 2. Происхождение нефти и газа.

Гипотезы неорганического происхождения нефти. Широкую известность получила гипотеза Д.И. Менделеева, который считал, что вода, проникая по разломам в глубинные недра Земли, вступает во взаимодействие с карбидами металлов. Образовавшиеся углеводородные пары по тем же разломам поднимаются в верхних частях земной коры, где они концентрируются, образую скопления нефти. Вместе с тем лабораторными исследованиями он доказал возможность образования углеводородов при взаимодействии воды с карбидами металлов. В 1889 г. Свою космическую гипотезу в Московском обществе испытателей природы изложил В.Д. Соколов. Эти гипотезы не получили широкого распространения и в начале ХХ в. Практически были опровергнуты выдающимися работами Н.И. Андрусова, А.Д. Архангельсокого и И.М. Губкина. Однако, начиная с 50-х гг., идея неорганического происхождения нефти вновь была выдвинута советскими исследователями Н.А. Кудрявцевым, Б.Н. Кропоткиным, В.Б. Порфирьевым и др., а также зарубежными учеными К. Мак-Дерматом, Ф. Хойлем и др. Однако и эти гипотезы были опровергнуты логикой открытия залежей нефти и газа в осадочных породах.

Гипотезы органического происхождения нефти. Факты повсеместной приуроченности скоплений нефти и газа к осадочным образованиям и сходства элементов химического состава нефтей и животного вещества служат убедительным доказательством правильности гипотезы органического происхождения нефти и газа. Благодаря работам Г. Потонье (1905 г.), И.М. Губкина (1932 г.) и П. Траска (1939 г.) широкое признание получило представление о животно-растительном характере исходного для нефти органического вещества. В работах Н.И. Андрусова, Г.П. Михайловского, В.В. Вебера и Н.М. Страхова была изложена теория нефтематеринский свит и показаны возможные пути образования нефти из рассеянного в них органического вещества. Большую роль в развитии органической гипотезы принадлежит И.М. Губкину, который раскрыл региональный характер нефтегазообразования и указал на длительность этих процессов, протекавших в течении всего периода развития земной коры. Процессам превращения исходного органического вещества в углеводородах посвящены работы многих советских ученых. Особое внимание в них уделяется изучению факторов, способствующих превращению органического вещества в нефть: деятельности микроорганизмов, температуре, давлению, химическим процессам и т.п.

Процесс преобразования органического вещества в нефть и газ. Процесс преобразования осадков сопровождается отложением органического вещества, которое может быть и в рассеянном состоянии, и сконцентрировавшегося в какой-либо толще. Отложение исходного органического вещества возможно в глинистых осадках, песчаных, алевритовых и карбонатных породах, наиболее благоприятные условия для его накопления создаются в прибрежных частях морских бассейнов, в лагунах, заливах, озерах и болотах. Процесс преобразования органического вещества в нефть происходит в условия восстановительной среды. Восстановительная среда создается в бассейнах, где накапливаются осадки, содержащие органическое вещество, при условии длительного и устойчивого их погружения, благодаря чему достигается полная изоляция осадков от земной поверхности непроницаемыми толщами вышележащих пород. Кроме того, длительное погружение и мощные толщи осадков способствуют увеличению давления и температуры, что является одним из непременных условий для превращения органического вещества в нефть и газ. Изложенная схема дает представление об условиях, которые могут способствовать преобразованию органического вещества в углеводород. Многие физико-химические факторы, обуславливающие этот процесс, еще не известны. Однако фактические данные о закономерностях распределения выявления залежей нефти в земной коре свидетельствует в пользу органического происхождения нефти. 99,9% известных месторождений нефти и газа связано с осадочными породами, а внутри них связано с региональными нефтегазоносными комплексами, характеризующимися определенным набором фаций. В то же время в областях распространения крупных щитов, соприкасающихся с продуктивными комплексами, признаки нефтегазонакоплений отсутствуют. Химические составы нефтей и других каустобиолитов подобны и что в осадочных породах обнаружено огромное количество органического вещества, причем наличие в составе нефтей углеводорода, водорода, азота, серы и других элементов указывает на происхождение нефти из растительно-животных осадков. К этому следует добавить сходство изотопных составов нефтей и веществ органического мира и тому подобное.

Вопрос 3. Разведка газовых месторождений. Доразведка.

Промышленные скопления природного газа встречаются в виде газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей. Газ по своим физическим свойствам отличается от нефти малой проницаемостью, очень низкой вязкостью и высокой упругостью. Эти особенности определили методику разведки газовых месторождений. Большая подвижность газа позволяет бурить разведочные скважины на большом расстоянии, чем при разведке нефтяных залежей. В то же время значимое различие плотностей газа и воды дает возможность рассчитывать с точной точностью гипсометрическое положение контакта газ – вода, что приводит к сокращению числа оконтуренных скважин. В связи с этим разведка газовых залежей производится значительно меньшим числом скважин. Так как разработка газовых залежей также осуществляется значительно меньшим числом скважин, чем нефтяных, обычно для мелких и средних залежей не требуется бурения дополнительных эксплуатационных скважин. Эти залежи разрабатываются с помощью уже пробуренных поисковых и разведочных скважин. При разведке газонефтяных месторождений должна быть определена промышленная ценность нефтяной оторочки. Поэтому после получения в поисковой скважине промышленного притока газа целесообразно направить дальнейшее разведочное бурение на определение положения контура залежи с одновременным поиском оторочки. При массивных залежах наличие оторочки может быть установлено по интервальным опробованиям в 1-ых скважинах, пробуренных в присводчатой части залежи. Для пластовых сводчатых залежей с этой целью необходимо бурение специальных скважин, которые следует закладывать на пологом крыле складки, где оторочка должна иметь наибольшую ширину.

Доразведка. На многозалежных месторождениях в 1-ую очередь разведуется и вводится в разработку основные по запасам и продуктивности залежи. В процессе разработки этих залежей проводится доразведка залежей, залегающих выше. В практике возникает также необходимость в проведении доразведки залежи, уже введенной в разработку. Все работы, связанные с поисками и разведкой новых залежей, расположенных глубже разрабатываемых объектов, не следует относить к доразведке месторождений. В задачу доразведки входят: уточнение представлений о строении геологического разреза месторождения и открытых раннее залежей; получение дополнительных данных о коллекторских свойствах продуктивных пластов и флюидов, насыщающих их; уточнение контуров нефтегазоносности залежей нефти и газа, подлежащих вводу в разработку во 2-ую очередь. С целью сокращения объема разведочного бурения на доразведку месторождения рекомендуется производить бурение определенных эксплуатационных скважин, разбуривать залежь по разрезанной сетке разработки с последующим ее сгущением, опробовать в процессе бурения испытателями пластов вышележащие горизонты, возвращать на верхние горизонты обводнившиеся эксплуатационные скважины и т.п. Все это дает возможность, без бурения дополнительных разведочных скважин выполнить работы по доразведке месторождений. Разведочное бурение будет использовано на поиски новых месторождений газа.

Билет 21. Вопрос 1. Эндогенные процессы.

К ним относятся: магматическая деятельность (внедрение и изливание на поверхность из глубоких недр Земли расплавленного вещества – магмы); различные движения земной коры (землетрясение); медленные вертикальные движения складчатых и разрывных нарушений и метаморфизма. В результате складчатых и разрывных нарушений, сопровождающихся поднятием, происходит горообразование (орогенез). Экзогенные процессы проявляются с различной, но малой скоростью, поэтому их воздействие ощущается или на протяжении многих веков, или миллионов лет, или катастрофически быстро (извержение вулканов, землетрясения, оползни, обвалы и т.д.) В результате этих процессов в земной коре и на поверхности Земли образуются месторождения полезных ископаемых. С эндогенными процессами связано образование большинства рудных ископаемых (особенно металлов).

Вопрос 2. Углеводородный газ, его свойства. Конденсат.

Углеводородные газы, сформированные в осадочной оболочке земной коры, могут находиться: 1)В свободном состоянии – образуют газовые скопления промышленного значения; 2)В растворенном состоянии – при определенных условиях вступают в соединение с водой; 3)В твердом состоянии – при определенных условиях переходят в твердое состояние. Природные углеводородные газы – смесь предельных углеводородов вида Cn H2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Вместе с метаном в состав природных газов входят: более тяжелые углеводороды – суммарное содержание углеводородов от этана (С2Н6) и выше; неуглеводородные компоненты – азот (N), углекислый газ (СО2), сероводород (H2S), гелий (Не), аргон (Ar). Газы газовых скоплений представлены в основном метаном (до 95%) и представляют собой группу сухих газов. Газы, растворенные в нефтях, называются попутными нефтяными газами (растворенные). Нефтяные попутные газы резко отличаются от сухих значительным содержанием этана, пропана и бутана, поэтому они называются жирные (богатые) газы.

Физические свойства: 1)Плотность газа зависит от давления и температуры. Относительная плотность газа отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 мПа) и стандартной температуре (00С0) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры; 2)Вязкость газов очень мала, с повышением давления она увеличивается; 3)Критические температура и давление. Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико не было давление, эта температура называется критической. Для метана критическая температура = -82,10С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 00С, поэтому в земной коре метан не может находиться в жидком состоянии; 4)Диффузия – взаимное проникновение одного вещества в другое (пр их соприкосновении), обусловленного движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах осуществляется через водонасыщенные трещины и поры горных пород. Вызввается она разностью концентраций газов в смежных частях горных пород и протекает от большой концентрации к меньшей. Коэффициент диффузии зависит от состава диффундированного газа, от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий. 5)Растворимость газов при небольшом давлении (приблизительно до 5 мПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямопропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициент растворимости газа в воде зависит от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысокой температуре (до 900) – обратная, при более высокой температуре – прямая. С ростом минерализации воды растворимость газов падает; 6)Давления насыщения. При уменьшении давления и повышении температуры из газа нефтяного раствора выделяется газ. Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения. Газ, растворяясь в нефти, увеличивает его объем и уменьшает плотность, вязкость, поверхностное напряжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20-25 мПа и температуре 90-950 наступает обратная растворимость – жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуры смесь флюидов полностью превращается в газ, это явление называется ретроградным испарением (обратным). При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов. Это явление называется ретроградной конденсацией. Конденсат – жидкая углеводородная фаза, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в воде. Различают: 1)Сырой конденсат – представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации; 2)Стабильный конденсат – состоит из жидких углеводородов, его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Конденсаты практически выкипают до 3000С и не содержат смолисто-асфальтовых веществ. В составе конденсатов приобладают метановые углеводороды.

Вопрос 3. Источники энергии в пластах.

Источниками пластовой энергии, под действием которой нефть и газ протекают к забоям скважины, являются: 1)Энергия напора пластовой воды; 2)Энергия сводного и выделяющегося при понижении давления из нефти растворенного газа; 3)Энергия упругости сжатых пород; 4)Энергия напора, возникающая за счет силы тяжести самой нефти. В процессе движения нефти и газа в пласте чаще всего действуют различные виды энергии одновременно, но в зависимости от геологических условий и условий эксплуатации залежи та или иная энергия может оказаться основной для притока нефти и газа к забоям скважин. В зависимости от природы основных действующих сил существуют следующие режимы работы нефтяных залежей: 1)Водонапорный; 2)Упруговодонапорный; 3)Газонапорный (режим газовой шапки); 4)Режим растворенного газа; 5)Гравитационный режим. Первые три режима – режимы выветривания, последние два – режимы истощения пластовой энергии.

Билет

Дата добавления: 2015-11-04