Методические указания к практическим занятиям для студентов всех форм обучения бакалавров направления 131000. 62 Нефтегазовое дело Краснодар
 Скачать 1.18 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
2.1 Построение геологического разреза скважины 2.1.1 Выбираем вертикальный масштаб (1:500, 1:1000, 1:10000). 2.1.2 Выделяем свиты по стратиграфическому принципу (олигоцен, эоцен, мел, юра и т.д.). 2.1.3 Внутри стратиграфических свит выделяем пачки пород по литологическому признаку (песчаные, глинистые, карбонатные и т.д.). 2.1.4 Внутри литологических пачек выделяем горизонты (газоносные, нефтеносные). 2.1.5 Внутри горизонтов выделяем пласты (реперные, маркирующие, газоносные, нефтеносные, водоносные). 2.1.6 Наносим на предполагаемый разрез шкалу глубин в масштабе. 2.1.7 Выделяем и обозначаем интервалы стратиграфических свит. 2.1.8. Отмечаем условными знаками интервалы залегания литологических пачек пород. 2.1.9 Наносим схематично основные элементы конструкции скважины с указанием диаметров обсадных колонн, глубин их спуска, интервала их цементирования. 2.1.10 Приводим по возможности подробное словесное описание разреза с указанием флюидонасыщенности пластов, пластовых давлений и температуры, склонности пород к осыпям и обвалам. 2.2 Построение геологического профиля 2.2.1 Выбираем горизонтальный и вертикальный масштабы. 2.2.2 Наносим в виде прямоугольника профильную плоскость в направлении выбранного азимута. 2.2.3 На верхнюю линию плоскости, обозначающую дневную поверхность, наносим в горизонтальном масштабе точки заложения скважин или их проекции на плоскость. 2.2.4 Используя данные по каждой скважине, наносим в вертикальном масштабе при помощи условных обозначений интервалы залегания различных литологических пачек пород. 2.2.5 Через кровли и подошвы однотипных литолого-стратиграфических пачек проводим плавные кривые. 2.3 Построение структурной карты 2.3.1 Выбираем вертикальный и горизонтальный масштабы. 2.3.2 Выбираем не менее двух перекрещивающихся геологических профилей. 2.3.3 Выбираем объект для построения структурной карты (пласт, горизонт или пачку). 2.3.4 Условно пересекаем выбранный объект горизонтальными плоскостями с определенным интервалом в масштабе глубин (например, через 50÷100 м). 2.3.5 Точки пересечения плоскостей с кровлей (или подошвой) объекта наносим на масштабный план местности и объединяем линиями одинаковой глубины (изогипсами). Семейство изогипс с указанием глубин их положения совместно с линиями секущих профилей, на которых отмечены места расположения скважин, с указанием горизонтального масштаба и представляют собой законченную структурную карту конкретной площади. При построениях принимаем предельные глубины для: Олигоцена – 1000 м; Эоцена – 2000 м; Верхнего мела – 2800 м; Нижнего мела – 3300 м; Юры – 4000 м. 2.4 Примеры решения задач Задача 1. Построить геологический разрез скважины №1, используя данные, приведенные в таблице 2. Таблица 2 – Исходные данные
При построении учесть, что склонные к водопроявлениям неустойчивые пески олигоценовых отложений должны быть перекрыты технической колонной диаметром не менее 273 мм, склонные к осыпям и обвалам эоценовые глины – колонной диаметром 219 мм, а склонные к газопроявлениям верхнемеловые отложения – колонной диаметром 168 мм. До проектной глубины должна быть опущена колонна диаметром 114 мм. Все колонны должны иметь цементную оболочку от забоя до устья. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СКВАЖИНЫ  Рисунок 1 – Геологический разрез скважины Задача 2. Построить геологический профиль по данным бурения и исследования 5-ти скважин, которые расположены по отношению к скважине №1 следующим образом: №2 – в 1500 м на Юг, №3 – в 2300 м на Север, №4 – в 1100 м на Восток, №5 – в 1800 м на Запад. Отличие интервалов залегания литолого-стратиграфических комплексов в скважинах №2–4 по сравнению со скважиной №1 и трассы профилей заданы в таблице 3. В целях наглядности получаемого изображения условно принять в верхней части профиля следующий масштаб: 5 мм=50 м. Таблица 3 – Исходные данные
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ  Рисунок 2 – Геологический профиль Задача 4. Построить структурную карту по кровле или подошве любого пласта Нижнего мела, используя построенные геологические профили. Изогипсы расположить с интервалом 10÷25 м. СТРУКТУРНАЯ КАРТА  Рисунок 3 – Структурная карта 3 Коллекторы нефти и газа В нефтяных и газовых месторождениях нефть, газ и вода занимают пустоты (поры), трещины и каверны в горных породах. Все горные породы, составляющие земную кору, имеют пустоты между частицами, т.е. обладают пористостью, но промышленные запасы нефти встречаются только в осадочных породах: песках, песчаниках, известняках и др., являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать флюид (нефть, газ и воду) через систему связанных между собой пор и пустот. Глины являются также осадочными породами, но они непроницаемы для жидкостей и газов, вследствие того, что пустоты в них являются ничтожно малыми и флюид в них удерживается капиллярными силами. При формировании нефтяных и газовых месторождений глины являются непроницаемыми перекрытиями, между которыми залегают проницаемые породы (коллектора). Для проектирования и осуществления процессов добычи нефти необходимо знать основные физические характеристики нефтегазо-содержащих коллекторов. Такими характеристиками являются, прежде всего, механический состав, пористость, проницаемость и нефтеводо-газонасыщенность породы коллектора. Как правило, эти характеристики определяют посредством лабораторных исследований кернов или при помощи комплексного анализа результатов геофизических исследований пробуренных скважин. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Различают общую или абсолютную полную, открытую и эффективную пористости, характеризующиеся соответствующими коэффициентами. Коэффициентом общей пористости  называется отношение суммарного объема всех пор в горной породе (пор, каверн, трещин)  , к видимому объему породы  : . (3.1)Коэффициент общей пористости используется при оценке абсолютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта. Некоторая часть пор в горной породе оказывается не связанной между собой, такие изолированные поры не участвуют в разработке. Насыщающие пористый пласт флюиды могут двигаться только по сообщающимся между собой пустотам. Коэффициент открытой пористости – отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор к общему объему породы. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется коэффициентом эффективной пористости (  ).Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать через себя флюид при перепаде давлений. Абсолютно непроницаемых пород нет – при соответствующем давлении можно продавить жидкость и газ через любую породу. Проницаемость породы тем меньше, чем меньше размер пор и каналов их соединяющих. Породы нефтяных и газовых месторождений имеют в основном капиллярные каналы, диаметром 0,5 до 0,0002 мм. В каналах меньшего диаметра (субкапиллярных) поверхностные силы настолько велики, что движение жидкости в них практически не происходит. Проницаемость зависит не только от свойств коллектора, но и от характера движения флюида, его физических свойств. Для характеристики нефтегазовых коллекторов используют понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации А. Дарси. Согласно этому закону, скорость фильтрации жидкости  в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости: , (3.2)где  – скорость линейной фильтрации, м/c;Q – объемный расход жидкости через породу за 1 секунду, м3/c; F – площадь фильтрации, м2; k – коэффициент проницаемости, м2;  – динамическая вязкость жидкости, Па∙с;∆Р – перепад давления по длине образца породы, Па; L – длина пути, на котором происходит фильтрация, м. За единицу проницаемости принята проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход флюида вязкостью 1 Па∙с составляет 1 м3/с. Коэффициент проницаемости k в системе СИ имеет размерность площади (м2). Для промысловой оценки коллекторов пользуются практической единицей Дарси (Д), которая в 1012 меньше проницаемости в 1 м2. Абсолютная или физическая проницаемость – это проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней какой-либо одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью). Абсолютная проницаемость промышленных нефтегазосодержащих коллекторов колеблется от нескольких десятков до нескольких тысяч миллидарси. Наиболее распространенными являются пласты с проницаемостью 200÷l000 мД. Проницаемость глин измеряется в тысячных долях мД. Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой фазы, жидкой ли газовой. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом. Относительная проницаемость – отношение эффективной проницаемости к абсолютной. В ряде случаев необходимо, хотя бы приблизительно, прогнозировать такие показатели как пористость и проницаемость. Совместно с геометрическими размерами коллектора пористость качественно характеризует количество содержащегося в пласте флюида, а проницаемость совместно с количеством скважин – интенсивность извлечения пластового флюида на дневную поверхность. Для прогнозирования расчетным методом абстрагируются от реальных условий и представляют коллектор в виде идеального или фиктивного грунта. Идеальным грунтом называют пористую среду, поровые каналы которой образованы пучком параллельных цилиндрических труб. Фиктивным грунтом называют пористую среду, составленную из шарообразных частиц одинакового диаметра. Различают свободную и плотную укладку частиц, когда угол укладки шарообразных частиц составляет соответственно 900 (рисунок 4) или 600 (рисунок 5).
3.1 Примеры решения задач Задача 1. Цилиндрический керн диаметром d = 4,1∙10-2 м и длиной l = 12 ·10-2 м, поднятый из скважины в чистом и сухом виде, имеет массу m=320 г. Масса керна при насыщении на 100 % пресной водой составляет m1 = 0,34 кг. Требуется определить эффективную пористость керна. Решение. При насыщении керна водой заполняются только сообщающиеся между собой поры. Объем этих эффективных пор определяем, считая известной плотность насыщающей жидкости (  ): .Общий объем керна (объем цилиндра):  .Эффективная пористость керна:  . Задача 2. Пористый керн диаметром d = 3,210-2 м, длиной l = 1310-2 м был подвергнут испытанию на линейную фильтрацию воды. Были получены следующие данные: давление на входе в керн Р1 = 0,35 МПа; давление на выходе из керна Р2 = 0,1 МПа; объемная расход жидкости составил Q = 610-6 м3 /с. Найти проницаемость породы. Решение. Определяем из формулы (3.2):  .  . .Приняв вязкость воды = 1,05ּ10-3 Пас, вычисляем:  .4 Пластовая энергия Пластовое давление – один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Аналогичный процесс поступление в скважину нефти, газа – протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина:  , (4.1)где h – высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; – плотность жидкости в скважине, кг/м3; g– ускорение свободного падения, м/с2. Начальное (статическое) пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе. В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей углеводородов: – залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению; – залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического. В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным. Возникновение аномального давления в пластах объясняется рядом причин. Наиболее часто оно обуславливается проявлением давления подпирающей залежь минерализованной воды этого же пласта (первая причина), реже – проявлением давления вышележащих горных пород (вторая причина), а ещё реже – постепенным погружением или подъёмом запечатанной, изолированной ранее залежи. Особым случаем является также вмораживание в многолетнемерзлую породу отдельных газовых, газоконденсатных линз. Сейчас многие месторождения разрабатываются методом поддержания давления, при котором давление в разбуриваемом пласте может оказаться не только значительно выше гидростатического, но и выше начального пластового давления. В нормальных условиях на глубине h давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды Рв плотностью ρв =1000 кг/м3 от кровли пласта до поверхности:  . (4.2)Этой формулой можно пользоваться при разведочном бурении на малоизученных площадях, когда нет возможности установить действительную величину Рпл по динамическому уровню жидкости в скважине, поскольку последние еще не пробурены. Коэффициент аномальности пластового давления определяется по следующей формуле:  . (4.3)В нормальных условиях ka ≈ 1. Если ka > 1,2, то имеется аномально высокое пластовое давление (АВПД). При увеличении глубины вероятность встречи с АВПД возрастает. Значения ka < 0,8 характеризуют аномально низкое пластовое давление (АНПД).  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
