Месторождения нефти и газа
4.4.1. Природные образования воды, нефти, газа
· Резервуар – коллектор, содержащий воду, нефть или газ, окруженный плохо проницаемыми породами
· Ловушка – часть природного резервуара, в которой скопилась нефть или газ
· Залежь – значительное скопление нефти или газа в ловушке
· Месторождение – совокупность залежей нефти или газа одного вида
4.4.2. Классификация нефтегазовых залежей
· Нефтяная – содержит только нефть, насыщенную в разной степени газом
· Газонефтяная (двухфазная) – в основном нефть с газовой шапкой
· Нефтегазовая (двухфазная) – в основном газ с нефтяной частью или оторочкой
· Газовая – только газ
· Газоконденсатная – газ с конденсатом
· Нефтегазоконденсатная – нефть, газ и конденсат
4.4.3. Растворимость газов в нефти и воде
Газовый фактор (ГФ) – количество газа, выделившегося из 1 м3 нефти или конденсата при атмосферных условиях
· Нефть - ГФ < 100 -600 м3/т
· Газоконденсат ГФ > 1000-1200 м3/т
· Пластовая вода ГФ < 2.5
4.4.4. Примерный состав попутного газа из нижнемеловых отложений нефтяного месторождения, %
· С1 = 87.3
· С2 = 3.43
· С3 = 6.9
· С4 = 2.82
· С5 = 0.22
· С6 = 0.02
4.4.5. Плотность пластового флюида из различных залежей, г/см3
· Газовая 0.22 -0.25
· Газоконденсатная 0.22 -0.45
· Газонефтяная 0.425-0.650
· Нефтяная 0.625-0.900
5. Отбор и исследования шлама
5.1. Формирование шламовых смесей
· Основная порода
· Обвальная порода
5.2. Фракционный состав шлама
· Ф1 – 1.1 – 3.0мм очень твердые породы
· Ф2 – 3.1 – 5.0 средние и твердые породы
· Ф3 – 5.0 – 7.0 средние породы
· Ф4 - > 7 мягкие породы
· Крайние случаи –
ü полное растворение породы (соль, глины)
ü обвальные куски размером > 10мм
5.3. Представительный фракционный состав
Известняки – 1.0 – 1.5мм
Терригенные породы – 1.0 – 2.5мм
Для коллекторов - 2,5 – 7 мм
5.4. Привязка шлама к истинной глубине
5.4.1. Скорость оседания шлама 0.05 – 0.50 м/сек
Быстрее оседает:
· Крупный шлам
· Кубической формы
· Высокой плотности
· В легком растворе
5.4.2. Расчет времени отставания раствора:
, мин;
где VКП - объем кольцевого пространства, м3;
D - диаметр скважины, мм;
dН - наружный диаметр труб, мм;
Q - расход, л/с.
5.4.3. Расчет времени отставания шлама:
, мин
где vк.п – скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве,
a – коэффициент, зависящий от площади кольцевого пространства, вращения бурильных труб, состояния ствола скважины (при роторном бурения a =1,14, при турбинном - a=1);
vс.ш – скорость седиментации частиц шлама в буровом растворе под действием силы тяжести, м/с,
где кр - коэффициент, зависящий от формы частиц (для кубической кр = 30, для частиц в форме параллелепипеда кр =20);
lш – средний размер частиц шлама, см;
ρш , ρр - плотности раствора и шлама, г/см3.
5.5. Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА)
5.5.1. Тип битумоида
· Цвет белый - ЛБ
· Голубой - МБ (в основном масла)
· Желтый - МСБ (появляются смолы и асфальтены)
· Оранжевый - СБ (в основном смолы и до 20% асфальтенов)
· Коричневый - САБ (до 70% асфальтенов)
5.5.2. Количество битумоида (интенсивность)
· Ровное пятно 5 баллов -до 1%
· Толстое кольцо 4 балла -до 0.7%
· Тонкое кольцо 3 балла - до 0.5%
· Пятна по контуру 2 балла - до 0.3%
· Точки 1 балл - до 0.08%
·
Дата добавления: 2015-04-15; просмотров: 1160;