Методы исследования коллекторских свойств горных пород

Метод установившихся отборов –метод исследования скважин на притоке, основанный на наблюдениях за несколькими практически установившимися режимами работы скважины. При каждом режиме работы замеряют дебит скважины и динамическое забойное давление в ней. Результаты исследования быстро дают возможность построить индикаторную диаграмму для данной

Методы интенсификации добычи нефти - комплекс мероприятий, имеющих целью, с одной стороны, сокращение сроков разработки и эксплуатации нефтяных залежей и, с другой, наиболее полное извлечение нефти из пластов (достижение максимального коэффициента отдачи). М.и.д.н. подразделяются на две группы: 1) методы поддержания давления, имеющие целью наиболее активный и полный отбор нефти из нефтесодержащих пластов (коллекторов), и 2) вторичные методы, направленные на извлечение дополнительных количеств нефти из залежей, пластовая энергия в которых истощена или близка к истощению в результате первичной стадии их эксплуатации. Несколько особняком стоит группа методов интенсификации притока нефти и газа к скважинам, направленных к увеличению проницаемости призабойной зоны скважин при помощи кислотной обработки, термохимической обработки или торпедной перфорации призабойной зоны пласта.

Миграция газа -различные виды передвижения и перемещения газа в толще горных пород. Известны такие виды миграции газа, как его проникновение (фильтрация) через пористые горные породы под действием перепада давления, движение газа по трещинам в толще пород, диффузия газа в воде, нефти, в породах, поры которые заполнены этими жидкостями, а также в глинах, насыщенных водой.

Известны и такие виды М.г. как его перемещение под действием давления из уплотняющихся пластов в пласты, слабо уплотняющиеся, перемещение растворенного в нефти (или в воде) газа вместе с нефтью (или с водой), двухмерная миграция газа по поверхностям кристаллов или частиц горных пород и др.

Миграция нефти - различные виды перемещения и передвижения нефти в толще горных пород.

Различают, в первую очередь, первичное перемещение (миграцию) нефти из нефтематеринских(нефтепроизводящих), преимущественно пелитовых пород в различные пористые и проницаемые породы - коллекторы: пески, песчаники, известняки, залегающие втой же нефтематеринскойсвите. Не решенным до конца вопросом является то физико - химическое состояние, в котором находится мигрирующее вещество - или в виде уже образовавшейся нефти и газа, или в стадии незаконченного преобразования исходного органического вещества в нефтяные углеводороды. Первичная М.н. и газа из нефтематеринских пород в породы - коллекторы происходит вследствие последовательного уплотнения различного вида органогенных илов в процессе их диагенеза и превращения в глины, мергели и т. п., а также в последующее время в стадии катагенеза и давления, развиваемого в результате тектонических преобразований.

Второй основной вид передвижения нефти включает: 1) М.н. в пределах нефтеносного пласта - коллектора и 2) М.н. из одного нефтяного пласта в другой (или другие).

Передвижение нефти в пределах пласта - коллектора носит название боковой миграции (латеральной,внутрипластовой, внутрирезервуарной).Передвижение нефти из одного пласта в другой через толщу пород па называется вертикальной миграцией (межпластовой, внерезервуарной).

Боковая М.и. и газа происходит, согласно гравитационнойтеории, главным образом, вследствие стремления нефтяных углеводородов занять, соответственно их удельному весу, повышенные участки в пределах пласта - коллектора. Вертикальная миграция происходит, главным образом, по трещинам, сбросам и взбросам, являющимся естественными путями, связывающими различные проницаемые пласты - коллекторы в толще горных пород.

Гораздо меньшую роль в качестве факторов, вызывающих М.н. и газа, играют капиллярные силы и явление диффузии.

Нефтематеринская (нефтепроизводящая) порода -порода, содержащая в составе присутствующеговней органического вещества углеводороды и другие компоненты нефти в рассеянном состоянии (микронефть) и способная при наступлении соответствующей обстановки отдавать их породам - коллекторам. Согласно распространённой точке зрения, наиболее типичными Н.п. являются глины, содержащие рассеянное органическое, вещество, чаще всего в количестве не ниже кларкового (кларк С_орг для осадочных пород равен примерно 1%, а для глин—1,4%). Глины, по сравнению с другими осадочными породами, пользуются, во-первых, наибольшим распространением в земной коре, во-вторых, обладают большой способностью уплотняться. Первое объясняет региональность нефтеносности, второе — неизбежность миграции микронефти в зоны пониженного давления - в поры песчаников, известняков и других коллекторов, а также в зоны трещиноватости.

Н.п. благодаря присутствию органического вещества формировались в восстановительной обстановке, в условиях сидеритовой или сульфидной геохимической фации (в стадию диагенеза) и поэтому содержат соответствующие аутигенные минералы (пирит, сидерит, анкерит и др.).

Не исключена возможность, что Н.п. могут быть и первично-пористые доломиты и некоторые алевролиты, содержащие микронефтьи обладающие в то же время коллекторскими свойствами.

Нефтематеринская, или нефтепроизводящая, свита (формации) - толща осадочных горных пород с большимсодержаниеморганическоговещества, являющегося исходным материалом для нефти, в дальнейшем мигрировавшей отсюда и скопившейся в покрывающих (иногда и подстилающих) пористых или трещиноватых горных породах – коллекторах. Такие породы становятся нефтеносными, образуются залежи нефти. При боковой миграции скопление нефти происходит в том же стратиграфическом комплексе, при условии перехода плотных битуминозных пород в пористые, кавернозные и трещиноватые породы. В других случаях рассеянная нефть и особенно газы могут переместиться из Н.с. не только в коллекторы смежных толщ, но даже и в пористо проницаемые зоны в метаморфических и магматических породах, образовав там вторичные скопления нефти.

Примерами Н.с. могут служить: майкопская свита третичного возраста на Сев. Кавказе, доманиковая толща верхнего девона в Урало-Тиманской области и др.

Нефтематеринские фации – термин, имеющий двоякий смысл: 1) Н.ф. как геолого - географические обстановки, благоприятные для накопления нефтематеринских осадков, и 2) Н.ф. как разновидности пород, являющиеся нефтематеринскими.

При широком понимании нефтематеринских осадков к ним может быть отнесён достаточно большой комплекс различных глинистых, алевритовых и ряда карбонатных илов, содержащих примесь органического вещества, в том числе и нефтяные углеводороды в дисперсном состоянии. Такие осадки формируются в средиземных морях, напр. типа Черного моря, в больших заливах, типа Мексиканского, в относительно мелководных бассейнах, независимо от их солёности, но при наличии достаточно развитого планктона в лагунах и т. д. Считают, что для Н.ф. характерен процесс сероводородного заражения. Для познания генезиса нефти производятся обширные исследования современных аналогов Н.ф.

Нефтенасыщенность пласта – количество имеющейся в пласте нефти по отношению к суммарному объему пор, каверн и трещин в нефтесодержащей породе. В естественных условиях нефть насыщает небольшую часть пор, причем более крупные. Мелкие же поры, вследствие действия сил поверхностного натяжения, заняты водой. Чем больше мелких пор, тем больше в пласте «погребённой» воды. В некоторых пластах количество этой воды бывает довольно значительным - до 40%. «Погребенная» вода в процессе эксплуатации залежи обычно себя не проявляет, и скважины дают безводную нефть.

При наличии в нефтяном пласте подошвенной воды дополнительно проявляется действие капиллярного подъема воды, при котором вода захватывает и более крупные поры. Высота капиллярного подъёма воды тем больше, чем меньше диаметр поровых каналов. Поэтому у контакта вода – нефть вода вытесняет нефть из крупных и мелких пор, а выше только из мелких пор. Образующаяся выше контакта вода – нефть переходная нефти – водяная зона достигает иногда мощности в 2-3м, причем содержание воды в ней постоянно уменьшается кверху.

При понижении давления ниже давления насыщения нефти газом, последний начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти («окклюдированное»состояние газа), а при наличии хорошей проницаемости коллекторов и достаточного угла наклона пластов выделившийся свободный газ устремляется в повышенную часть залежи, образуя там «газовую шапку». Наличие свободного газа уменьшает нефтенасыщенностьпласта.

Нефтеносная свита -принадлежащий какому - либо одному стратиграфическому подразделениюкомплексотложений, среди которых некоторые пласты или линзы содержат нефть. Если нефть предположительно образовалась в нефтематеринских породах той же свиты, к которой принадлежат и содержащие залежь породы-коллекторы, то ее наз. первично нефтеносной, если же нефть скопилась в данной свите после вертикальной миграции, такую свиту наз. вторично нефтеносной.

Нефтеносности признаки -К числу Н. п., кроме непосредственного выделения жидкой нефти, относятся: 1) пропитанность пород нефтью; 2) отложения твердых битумов (асфальта, озокерита); 3) выделение горючего газа; 4) наличие грязевых вулканов; 5) нефтяной или битуминозный запах, издаваемый породой, иногда лишь после сильного нагревания ее; 6) окрашивание бензиновой или бензоловойвытяжки определяемой породы. Н. п. указывают на возможное наличие нефти в рассматриваемых породах данного района.

Нефтеносные породы -горные породы, пропитанные нефтью. Обычно нефть пропитывает хорошо пористые породы - пески, песчаники, ноздреватые известняки и др. создавая из таких пород промышленно-нефтеносные горизонты, подлежащие разработке. Нефтеносными породами бывают также глины и т. п. плотные породы, но нефть в них рассеяна и немного сосредоточена лишь в изломах и измятых частях.

Нефтеносный район - совокупность нескольких смежных генетически связанных между собой структур с признаками нефти или совокупность однотипных нефтяных месторождений с аналогичными нефтеносными свитами. Пример: Краснокамско - Полазненский район, состоящий из трех обширных антиклинальных поднятий в Пермской области.

Нефть - маслянистая жидкость, обычно бурого до почти черного, реже буро - красного до светло-оранжевого цвета, обладающая специфическим запахом. Представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью (обычно незначительной) сернистых, азотистых и кислородных соединений. Уд. вес редко ниже 0,7 и выше 1, колеблясь обычно в пределах 0,82—0,89. Низкий уд. вес нефтей (легкие нефти) может быть обусловлен как химическим их характером - преимущественным содержанием метановых углеводородов, так и фракционным составом - высоким содержанием бензина. Тяжелые нефти обязаны своим высоким уд. весом повышенному содержанию асфальтово-смолистых веществ, преобладанию в строении углеводородов циклических структур и низкому содержанию легко кипящих фракций (начальная температура кипения иногда бывает выше 200°).

Содержание серы в нефтяхобычно ниже 1%, но иногда достигает 5 – 5,5%. Количество парафина колеблется от следов до 10% и выше. Нефти с высоким содержанием парафина отличаются повышенными температурами замерзания (выше 0° и до+20°), нефти с низким содержанием парафина застывают при температурах иногда ниже -20°. Содержание асфальтово-смолистых компонентов и вязкость тяжёлых нефтей, как правило, выше, чем у нефтей легких

Нефтяной пласт - пласт горной породы, в той или иной степени пропитанный нефтью.

Нефтяные природные газы - газы, состоящие из смеси газообразных углеводородов парафинового ряда (С_nН_2n+2): метана СН₄ (иногда до 99%), этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈ бутана С₄Н₁₀, с примесью азота, углекислоты, сероводорода и паров бензина.

Различают сухой газ - с преобладанием метана - и жирный газ — с повышенным содержанием тяжелых углеводородов.

Нефтеотдача – степень полноты извлечения нефти.

Объёмный коэффициент пластовой нефти - показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменении условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа. Напр., О. к. п. н. = 1,32 означает, что в пластовых условиях нефть с растворенным в ней газом имеет увеличенный объем на 32% по сравнению с объемом дегазированной нефти.

О. К. п. н. применяется при подсчетах запасов нефти объемным методом и методом и материальных балансов. Аналогичный объемный коэффициент пластового газа применяется в формулах материальных балансов и означает уменьшение объема газа в газоносных пластах, газовой шапке и газовой фазе газо-нефтяной зоны пласта по сравнению с объёмом поверхности.

Оконтуривание нефтяного месторождения - производственный процесс, начинающийся с оконтуривания структуры, к которой приурочено данное месторождение. Оконтуривание структуры производится по выдержанному на разведываемой площади стратиграфическому горизонту с помощью детальной геологической съемки, обычно с применением горных работ, в том числе и неглубокого механического бурения.Детальной геологической съемке нередко предшествуют (или производятся одновременно) детальные геофизические работы, затем переходят к глубокому разведочному бурению, на основе которого производят первое схематическое О.н.м. Точное О.н.м. возможно лишь после проведения достаточного количества разведочных скважин. При многопластовом месторождении для каждого нефтяного пласта будут свои контуры нефтеносности, в плане обычно не совпадающие друг с другом. Внешний контур, охватывающий границы нефтеносности всех пластов, и будет контуром нефтеносности месторождения в целом.

Оконтуривающие разведочные скважины -разведочные скважины, проводимые специально на определенный промышленно - нефтеносный пласт с целью подготовки его к промышленнойразработке. Бурением О. р. с. должны быть выяснены детали геологического строения пласта, уточнено местоположение тектонических нарушений, разведаны контуры нефтеносности, доказано наличие или отсутствие газовой шапки, установлены величина, степень однородности физических параметром пласта, выделены аномальные поля, изучен хим. состав и напор краевых вод, уточнены продуктивность скважин и режим пласта.

Опорные скважины - глубокие скважины, проводимые и р-нах, не изученных бурением, и имеющие своей задачей изучение геологического строения недр в целях определении направления поисково-разведочных работ для подготовки резервных запасов нефти и газа. Закладываются как в платформенных, так и в геосинклинальных областях с целью изучения закономерностей пространственного распределения нефте - газоносных фации, определяющих условия распространения нефтяных и газовых залежей в пределах структур I и II порядка.

Опорный(маркирующий) горизонт - пласт (или комплекс пропластков), обладающий каким - либо характерными постоянными признаками и имеющий более или менее широкое распространение, а потому могущий служить опорой при структурных построениях.

Оптимальный дебит скважины –максимально возможный дебит скважины, обеспечивающий как безаварийную работу её, так и рациональную разработку залежи в целом.

Оптимальный технологический режим скважин – работа скважины при таком дебите, который может быть получен при максимальном снижении забойного давления в данной скважине без ущерба для залежи и скважины.

Осадочные породы -горные породы, являющиеся продуктами разрушения любых горных пород, жизнедеятельности организмов и выпадения из водной или воздушной среды минеральных частиц и последующего их уплотнения и изменения - во всех случаях при давлении и температуре, свойственных поверхностным частям земной коры. Осадочные породы можно подразделить (по М.С.Шевцову) таким образом:

1) Обломочные или кластические породы - продукты физического разрушения первичных пород (щебень, галечники, конгломераты, пески, песчаники, алевриты и т. п. ); состоят из кремнезема с разнообразными примесями;

2) глинистые породы - продукты хим. разрушения и мельчайшего раздробления первичных пород; по составу - главным образом алюмосиликаты;

3) химические и биохимические породы образуются в результате хим. процессов или жизнедеятельности организмов. Делятся на: а) глиноземистые, железистые, марганцевые породы; б) карбонатные породы; в) кремнистые породы; г) сульфатные породы; д) галоиды; е) фосфаты; ж) углистые и битуминозные породы.

Однако можно дать и иное определение осадочных пород и их подразделение на основные группы. Осадочные породы представляют минеральные скопления, формирующиеся при участии экзогенных и эндогенных сил в термодинамической обстановке поверхностных частей литосферы чисто физико - химически или при участии жизнедеятельности организмов (Г. И. Теодорович). По способу выделения основной массы материала различаются три группы осадочных пород: I - механические или обломочные; II - биохимические; III - сложные.

К обломочным породам I относятся конгломераты, пески и алевриты, дресва и гравий, щебень, и галечники, пелиты и т. п. отложения; эта группа подразделяется прежде всего по величине обломочных частей, а более крупнообломочные породы - и по степени окатанности составляющих их обломков.

К биохим. породам II принадлежат карбонатные и кремнистые породы, самосадочные соли, аутигенные алюмосиликатные образования, а также глиноземистые, железистые, марганцевые, фосфатные и углисто-битуминозные осадочные образования; биохим. породы делятся на три подгруппы: а) чисто химические; б) биогенные (явно или открыто); в) био- и хемогенные.

К сложным или полигенным породам III относятся конгломераты и брекчии, гравелиты, песчаники, алевролиты, песчанистые известняки и т. п.; они делятся на две основные подгруппы: а) с преобладанием обломочного материала и б) с преобладанием биохим. материала.

Освоение скважин - комплекс работ, проводимых в скважинах по окончании их бурения с целью получения нефти и газа в промышленных количествах или осуществления закачки рабочего агента (для нагнетательных скважин): герметизация устья скважины, спуск подземного оборудования, установка надземного оборудования, вызов притока жидкости (газа) из пласта, за которыми в некоторых случаях следуют мероприятия по интенсификации притока (обработка соляной кислотой, торпедирование). В нагнетательных скважинах после вызова притока из пласта следует опытная закачка рабочего агента. Во многих случаях нагнетательные скважины не принимают накачиваемую воду и, чтобы добиться закачки воды в требуемых объемах, приходится осуществлять дополнительный комплекс работ по приведению ствола и забоя скважин в особо чистое состояние и по улучшению проницаемости пласта: вызов усиленного притока жидкости, термокислотные обработки призабойной зоны пласта, увеличение плотности перфорации, торпедная перфорация, торпедирование, гидроразрыв пласта и т. п. Этот комплекс работ является весьма сложным и продолжительным, вследствие чего термин «освоение нагнетательных скважин» обычно связывается с описанным дополнительным комплексом работ.

Остаточная нефтенасыщенность - количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина О.н. зависит от капиллярного давления, существующего в отдельных мелких поровых каналах, в которых находится нефть.

О. н. равна единице минус коэффициент нефтеотдачи; вводится в формулу объемного метода при подсчетах остаточных запасов нефти в пластах, предназначенных к шахтной разработке.

Относительная проницаемость -отношение эффективной проницаемости породы к абсолютной (физической) проницаемости.

Первичное залегание нефти —нахождение нефти в тех же стратиграфи­ческих отложениях, в которых она образовалась.

ПЕРВИЧНЫЕ ПОРЫ (пустоты) в горной породе — пустоты, возникшие одновременно с образованием самой породы.

ПЛАСТОВАЯ ПРОБА НЕФТИ —проба нефти, поднятая с забоя скважины глубинным пробоотборником и находя­щаяся в условиях пластового давления. По данным исследования П. п. н. в ла­боратории определяют свойства нефти в пластовых условиях: фракционный и групповой состав, плотность и удельный объем (а по ним объемный коэффициент и усадку нефти), давление насыщения (фазовое состояние жидкости в пласте) и вязкость пластовой нефти.

ПЛАСТОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ— определяется следующими факторами:

1) вязкостью нефти, 2) давле­нием насыщения газом и 3) объемным коэффициентом. Эти факторы должны определяться в результате анализа проб, взятых глубинным пробоотборником.

ПЛАСТОВАЯ ЭНЕРГИЯ — энергия сил, продвигающих нефть в пласте и вытесняющих ее в скважины. Основные источники П. э,: напор краевой и по­дошвенной воды; силы упругости неф­ти, воды, газа и заключающей их по­роды, расширяющихся в объеме по мере снижения пластового давления и об­условливающих упругое перемещение нефти; сила тяжести нефти в залежах с гравитационным режимом. При вскры­тии залежи скважинами П. э. расхо­дуется как на перемещение нефти в скважины, так и на преодоление сопро­тивлений, возникающих при этом перемещении. По мере расходования П. э. пластовое давление обычно снижается, чего можно избежать, разрабатывая залежь с применением методов поддержания давления.

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давле­ние, под которым находятся жидкости и газ в нефтяной залежи. П. д. опре­деляет объем природной пластовой энер­гии, которой можно располагать в про­цессе эксплуатации нефтяного место­рождения. Начальное П. д. нахо­дится в прямой зависимости от глубины залегания залежи нефти и обычно близ­ко к гидростатическому давлению. Раз­личают П. д. статическое и динамическое.

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЕ– давление, устанавливающееся в залежи в результате совместного действия работающих скважин (их интерференции).

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ СТАТИЧЕСКОЕ — соответствует начальному пластовому давлению в залежи, т. е. существовавшему до момента ввода нефтяной залежи в разработку.

Покрышка нефтяных месторождений – название комплекса непроницаемых, преимущественно глинистых горных пород, покрывающих залежи нефти и тем самым способствующих их сохранению. Наличие непроницаемой покрышки является одним из важных условий сохранения газонефтяного месторождения.

Полный газовый фактор – число куб. метров газа, растворенного в 1м³ пластовой нефти при давлении насыщения. Определяется исследованием глубинных проб. Входит в формулы подсчета запасов нефти и газа методом материальных балансов. При определении газового фактора по промысловым данным (по данным замера выделяющегося в трапе газа) не учитывается газ, выделяющийся из нефти после трапа. П.г.ф. можно установить, учитывая полное количество газа на основании анализа проб нефти, отобранных в трапе.

ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД — наличие в горной породе пустот, состоя­щих из пор (пространств между отдель­ными частицами породы), каверн, тре­щин и пр. Данные о П. г. п. необходимы для оценки запасов нефти и масштаба предстоящей разработки пласта, а также для сравнения различных участков дан­ного пласта (карты пористости). По происхождению различают сингенетичную и эпигенетичную П. г. п. Соединяясь между собой, поры и пустоты могут образовы­вать поровые каналы, которые по величине делятся на сверхкапиллярные (обыкновенные), капиллярные и суб­капиллярные. В нефтепромысловой геологии используют эффективную, в гидродинамике — динамиче­скую, а не абсолютную (физи­ческую) П. г. п. Различают также по­верхностную пористость.

Количественно П. г. п. выражается коэффициентом пористости. К. п. — от­ношение суммарного объема пор и пу­стот в породе к объему всей породы (обычно выражается в процентах или в долях единицы).

Абсолютная (фи­зическая) пори­стость — общий объем всех пор и пустот в горной породе незави­симо от их формы, величины и взаимного расположения и связи. Коэффициент абсолют­ной пористости опреде­ляется по методу Мельчера, объемному спо­собу и другим (размель­чением). Полная пористость (в %) равна , где Vn — суммарный объем в образце данной породы; V — видимый объем образца этой породы.

Эффективная по­ристость- общий объем эффективных пор и пустот в горной породе (т. е. сообщающихся между собой). Эффективная пористость (в %) равна , где V_ф—объем

эффективных пор в образце данной породы; V — видимый объем того же образца породы. При подсчетах промышленных запасов нефти и газа должен применяться коэффициент эффективной пористости, определяемый по методу Преображенского (насыщением).

Динамическая пористость — объем только тех поровых пространств в породе, через которые возможно движение жидкостей под воз­действием сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и экс­плуатации нефтяных пластов.

ПРИВЕДЕННЫЙ КОНТУР ПИТА­НИЯ— такой контур питания, кото­рый при одножидкостном потоке дает одинаковые величины дебита и времени перемещения водо-нефтяного (или газо­нефтяного) контакта на определенное расстояние со средним дебитом и вре­менем перемещения того же контакта и на то же расстояние при двухжидкостном потоке с истинным контуром питания. Введение П. к. п. в гидродинами­ческие расчеты, связанные с определе­нием дебитов рядов скважин и сроков их эксплуатации (при проектировании систем разработки месторождений), зна­чительно упрощает их.

РЕГРЕССИВНОЕ ЗАЛЕГАНИЕ - залегание горных пород, обусловленное отступанием моря, вследствие чего об­нажается морское дно. При этом полу­чается перекрытие тонкозернистых морских осадков крупнозернистыми осад­ками прибрежной зоны. В основании регрессивной толщи лежат глины, вы­ше — пески и еще выше — конгломе­раты.

РЕГРЕССИЯ - отступание моря, океана. Образующееся при этом регрес­сивное залегание отложений литологически характеризуется появлением кверху в разрезе более крупнозерни­стых пород.

Репер – это наиболее характерный, легко обнаруживаемый участок на каротажной диаграмме, малоизменяющийся от скважины к скважине, обычно соответствующий какому-либо опорному горизонту. Служит для облегчения сопоставления разрезов скважин по каротажным кривым.

СВИТА— совокупность последова­тельно согласно залегающих пластов горных пород, объединенных общностью состава и условиями отложения.

СИСТЕМА— комплекс образований земной коры, соответствующий по времени периоду.

Кроме наиболее древних групп — археозойской (архейской) и протерозойской, в которых еще не выделены системы (выделены лишь формации), известно одиннадцать систем, (перечислены от более древних): кембрийская, ордовикская (бывшая нижнесилурийская подсистема), силурийская или готландская (бывшая верхнесилурийская подсистема), девонская, каменноугольная, пермская, триасовая, юрская, меловая, третичная и четвертичная. Первые шесть систем объединены в палеозойскую группу; триасовая, юрская и меловая системы составляют мезозойскую группу и последние две - кайнозойскуюгруппу.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯ­НЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ — Существу­ют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения:

1. 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 (пласт) 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. На месторождениях с очень большим количеством нефтяных пластов может быть выделено несколько базисных пластов, при этом нефтяные пласты подразделяются на столько групп, сколько принято базисных пла­стов.

2.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».

3.Система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта системаприменяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ОТДЕЛЬНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА — по расположению скважин разделяются на две большие, принципиально различ­ные категории — системы разработки, построенные на основе размещения сква­жин: 1) по равномерной (геометрически правильной) сетке и 2) рядами.

Первая система включает следующие основные элементы: а) форма сетки рас­положения скважин — квадрат­ная и треугольная (или ше­стиугольная), б) темп ввода скважин в эксплуатацию при том пли дру­гом конечном расстоянии между ними — сплошная и замедленная системы при малом, среднем и большом уплотнении; в) порядок ввода скважин в эксплуатацию как со стороны взаимного расположения сква­жин — сгущающаяся и ползущая системы, так и по отношению к структуре пласта — ползущая вниз по падению, ползу­щая вверх по восстанию, ползущая по простиранию.

Вторая система включает следующие основные элементы: а) форма рядов — незамкнутые и замкнутые (кольцевые) ряды; б) взаимное расположение рядов и скважин в ря­дах — равномерное и нерав­номерное расположение скважин в разных рядах; при неравномерном рас­положении предусматривается обычно уменьшение расстояний между рядами и скважинами в рядах к центру разрабатываемой площади с целью поддержания добычи нефти на высоком уровне и сокращения срока разработки; в) количество одновременно работающих ря­дов — два, три п т. д.

Равномерную сетку скважин рекомен­дуется применять на залежах нефти любых типов с плохой проницаемостью коллекторов, при эксплуатации кото­рых неизбежно проявляется режим рас­творенного газа, на залежах с очень вязкой нефтью, а также залежах, подстилаемых на всей площади подошвенной водой. Разработку рядами скважин рекомендуется применять на нефтяных пластах, характеризующихся большой продуктивностью и хорошей проницаемостью, при разработке которых за счет природных условий или принятых мер по поддержанию давления может быть сохранен напорный режим (водо - или газонапорный).

Скорость фильтрации – определяется объемным расходом жидкости через единицу площади поперечного сечения пласта; пропорциональна градиенту давления, проницаемости породы и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся через породу жидкости. С.ф. всегда меньше истинной скорости движения жидкости.

Смешанный режим – режим работы нефтяной залежи (пласта), при котором различные части залежи работают на различных режимах. Так, на залежи нефти, находящейся под действием напора контурных вод, при разбуривании ее большим количеством рядов скважин, чем это допустимо, или при усиленном отборе жидкости, приводящем к понижению забойных давлений в скважинах внутренних рядов ниже давления насыщения, внешние ряды скважин могут работать под действием напора контурных вод, т.е. при водонапорном режиме, а внутренние ряды скважин – под действием энергии растворенного газа, т.е при газовом режиме.

СРЕДНЕВЗВЕШЕННОЕ ПЛАСТО­ВОЕ ДАВЛЕНИЕ— среднее динамиче­ское пластовое давление в залежи, подсчитываемое по карте изобар как средневзвешенное по площади залежи. При значительных колебаниях мощности пласта С. п. д. необходимо подсчитывать по объему залежи. С. п. д. используется при анализе динамики пластового давления в залежи и для оценки пластовой энергии на данной стадии разработки залежи.

СРЕДНИЙ СУММАРНЫЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР— вычисляется делением сум­марной добычи газа на суммарную добы­чу нефти, полученные с начала эксплуа­тации пласта. Применяется при подсче­тах запасов нефти и газа методом мате­риальных балансов.

Стратиграфическая колонка – графическое изображение в условных обозначениях всех напластований, развитых на данном участке земной коры. С.к. имеет вид полоски, ограниченной двумя параллельными линиями, на которой изображены последовательно все напластования (от молодых вверху к более древним внизу) пропорционально их мощности.

Стратиграфическая скважина –глубокая буровая скважина, предназначенная для изучения и составления детального литолого-стратиграфического разреза с выявлением опорных горизонтов и характерных свит. С.с. – синоним опорной скважины.

СТРУКТУРА— внефтяной геологии структурами (тектоническими структу­рами) наз. всевозможные формы припод­нятого залегания пластов, преимуще­ственно различные формы антиклиналь­ных складок, к которым приурочены или могут быть приурочены месторождения нефти и газа. По тектоническим при­знакам различают:

I. Структурные формы антиклиналь­ного строения.

1.Большие отдельные антиклинали.

2.Антиклинальные складки наибо­лее распространенного типа:

а) антиклинали прямые или симме­тричные;

б) антиклинали косые или асимметрич­ные;

в) антиклинали, опрокинутые и ослож­ненные явлениями надвигового харак­тера.

3. Куполовидные структуры:

а) обыкновенные антиклинальные купола;

б) закрытые и открытые (проткнутые) соляные купола;

в) диапировые складки;

г) купола с ядрами из изверженных пород (вулканические пробки).

4.Погребенные антиклинальные и другого вида структуры.

II. Структурные формы, связанные с моноклинальным залеганием пластов.

1. Моноклинали типа плоских гомоклиналей:

а) с пологими углами падения;

б) с более крутыми углами падения;

в) осложненные сбросами, местами закупоренные отложениями твердых битумов — асфальтов, киров и пр.;

г) несогласно перекрытые монокли­нально залегающие пласты.

2. Моноклинали с развитой на них вторичной складчатостью:

а) изгибы с осями, параллельными простиранию — «моноклинальные» антиклинали; структурные террасы или «недоразвитые» антиклинали; монокли­нальные впадины или ложбины;

б) изгибы с осями, перпендикулярны­ми простиранию — погружающиеся ан­тиклинали; моноклинальные выступы или «носы»; моноклинальные впадины;

в) куполовидные вздутия или попереч­ные антиклинали.

III. Различные сбросы и формы их сопровождающие.

IV. Разломы и трещины в осадочных п магматических породах.

СТРУКТУРНАЯ КАРТА —графи­ческое изображение в горизонталях (по­добно топографической карте) поверх­ности кровли или подошвы условно выбранного пласта или горизонта. С. к. представляют собой наилучшую форму изображения геологического строения недр и их тектоники и широко исполь­зуются в нефтепромысловом деле. При построении С. к. за опорную поверх­ность обычно принимается уровень моря.

СТРУКТУРНАЯ СКВАЖИНА —бу­ровая скважина, пробуренная с целью изучения геологического строения до на­меченной глубины в исследуемом месте.

С. с. бурятся до самых различ­ных глубин, обычно до 300—500 м, реже до 1000—1200 м, а иногда и до 1500—2000 м, при малом диаметре ствола. При структурном бурении необ­ходимо получать максимальное коли­чество керна для всестороннего изуче­ния отложений, принимающих участие в геологическом строении данной площади.

Тектоническая карта – карта, на которой условными знаками нанесены тектонические структуры разного возраста и порядка, например, платформы и складчатые зоны, антеклизы, синеклизы, антиклинории, синклинории, отдельные складки, разрывы, нередко также интрузии, вулканы (магматические, грязевые).

Для территории Советского Союза издана тектоническая карта под ред Н.С. Шатского (1-е изд. 1953 г в масштабе 1:2 000 000, 2-е изд 1956 г в масштабе 1:5 000 000).

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РАЗ­РАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА - включает основные элементы системы разработки и материалы, на основе ко­торых эта система запроектирована: краткое описание геологического строе­ния месторождения и детальное — неф­тяного пласта, для которого составляется технологическая схема разработки; фи­зические свойства коллекторов, а также нефти, газа и воды в пластовых усло­виях; варианты расстановки эксплуата­ционных скважин с выбором оптимального варианта; обоснование метода под­держания пластового давления и рас­становки эксплуатационных скважин; расчеты добычи нефти и закачки воды; основные экономические показатели разработки. Составление Т. с. р. н. п. осу­ществляется на основе всесторонних комплексных исследований нефтяного пласта и научно-обоснованных расчетов с учетом природных условий данного пласта и в особенности его режима. Особое внимание уделяется вопросам повышения извлечения нефти из недр, продления фонтанного периода эксплуа­тации, сокращения сроков эксплуата­ции и повышения эффективности капи­таловложений при экономии затраты труда.

Текущий коэффициент нефтеотдачи - отношение добытого из пласта количества нефти на определённую дату к балансовым (геологическим) её запасам.

Трансгрессия моря – наступание моря на сушу. Образующиеся при этом морские отложения обычно залегают несогласно на подстилающих их более древних слоях; такое залегание верхних (более молодых) отложений называется трансгрессивным, причем эти отложения представлены обычно галечниками или конгломератами и грубозернистыми песками или песчаниками.

Товарные качества нефти (фракционный и групповой составы, содержание серы и масел, теплота сгорания) могут определить выбор технологии и ежегодные объёмы добычи нефти, придать месторождению народно-хозяйственное и оборонное значение.

УДЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ — количество нефти, получаемой на каждую атмосферу падения средневзвешенного пластового давления. Величина У. д. н. зависит от начальных запасов пластовой энергии, природы ее и условий пополнения, проницаемости породы, качества нефти, методов и приемов эксплуатации залежи. Наблюдая за изменением У. д. н. в процессе разработки залежи, судят об эффективности расходования пластовой энергии и принимают моры к более полному ее использованию.

УДЕЛЬНАЯ ОБЪЕМНАЯ ЕМКОСТЬ ГОРНОЙ ПОРОДЫ — объемная емкость 1 м³ породы. Численно равна коэффициенту пористости.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ — отношение общей суммарной поверхности породы (т. е. поверхности ее пор) к ее объему. У. п. определяет величину молекулярно-поверхностных сил породы: чем У. п. больше, тем большее влияние оказывают молекулярно-поверхностные силы на фильтрацию.

УДЕЛЬНЫЙ ВЕС — отношение веса вещества к весу воды, взятой в том же объеме. При измерении У. в. нефтепродуктов является обязательным указанно температуры, к которой относится определение. В настоящее время в СССР принято измерение У. в. при 20° с отнесением к объему воды при 4° ( ). Если У. в. нефтепродукта определялся при какой-либо другой температуре, производится соответствующий пересчет к т-ре 20° с помощью специальных таблиц. Нередко вместо У. в. применяют понятие плотности вещества, т. е. отношения массы вещества к его объему. У. в. и плотность того же вещества численно равны между собой.

УДЕЛЬНЫЙ ОБЪЕМ — объем, занимаемый единицей массы данного вещества. У. о. — величина, обратная плотности.

УРАВНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ — показывает зависимость между дебитом и депрессией давления для данной скважины:

где Q—дебит скважины; h—коэффициент продуктивности скважины; P_пл— пластовое динамическое давление; Р_заб—забойное давление; n—показатель закона фильтрации.

УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ГАЗА — показывает зависимость между объемом V, давлением Р, абс. температурой Т и весом газа g и выражается уравнением Клапейрона: для идеального газа РV = gRТ, для реального газа РV == =ZgRТ, где R — универсальная газовая постоянная, одинаковая для всех газов, Z— коэффициент сжимаемости реального газа.

УРОВЕНЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ, или динамический уровень вод — уровень напорных вод, устанавливающийся при естественном вытекании воды или при откачке ее из напорного пласта. В эксплуатационных скважинах положение динамического уровня воды зависит от заданного режима откачки. Динамический уровень вод определяется в абсолютных отметках — обычно от устья скважины.

УРОВЕНЬ ГИДРОСТАТИЧЕСКИЙ (пьезометрический) — уровень воды в пласте. В зависимости от количества воды в пласте гидростатический уровень может менять свое положение, в некоторых случаях совпадая с выходом пласта на дневную поверхность. У. г. в скважине — это уровень, до которого может подняться вода в скважине при вскрытии напорного водоносного горизонта в условиях отсутствия эксплуатации и стока. Высота подъема воды в данной скважине зависит от высот расположения областей питания и разгрузки пласта. Линия, соединяющая на разрезе бассейна область питания и область разгрузки, наз. линией пьезометров и определяет собой высоты подъемов воды в скважинах, расположенных по пласту. Положение У. г. определяется в абсолютных отметках, считая от уровня моря, или в условных отметках — от произвольно выбранной горизонтальной плоскости.

Геологам часто приходится определять уровень воды в неглубоких скважинах и колодцах. Для этого применяют колесо-блок, а для более точных замеров — специальный электрический прибор, состоящий из сухого элемента, гальванометра и изолированного провода. Замер уровня воды производят следующим образом. Один конец электрического провода присоединяют к обсадной трубе, а другой конец ставится близко к изолированному проводу, спущенному в скважину и снабженному внизу специальным поплавком. В момент соприкосновения поплавка с поверхностью воды в скважине происходит замыкание электрической цепи, и включенный в нее звонок начинает звонить.

Усадка нефти – в промысловой практике так называется уменьшение удельного объема пластовой нефти Vпл в результате дегазации и понижения температуры при подъеме ее на поверхность. Величина у.н. определяется выражением:

(Vпл-Vн)/Vпл =1-1/b,

где b – объемный коэффициент данной нефти;

Vн – объем нефти на поверхности.

Пример: у.н., равная 0,24, означает уменьшение объема пластовой нефти при дегазации на 24%. (См коэффициент усадки).

ФАЦИЯ (от лат. слова facies —наружность, форма) — среди ряда понятий, соответствующих этому термину, впервые введенному в литературу швейцарским ученым Грессли в 1841 г., большинство исследователей выделяет два основных — литологические (или литофации) и физико-географические Ф. Выделяют: ископаемую Ф. — пласт пли свита пластов осадочных горных пород, сохраняющие на всем своем протяжении одинаковый литологический состав, фауну и флору; современную Ф. — часть поверхности земного шара, которая на всем своем протяжении имеет одинаковые физико-географические условия, фауну и флору. Совокупность животных и растительных организмов, свойственных данной Ф., наз. биоценозом.

По месту своего образования все Ф. могут быть подразделены на морские (глубоководные, мелководные и прибрежные), лагунные, континентальные— пресноводные (речные, озерные, болотные) и наземные (Ф. пустынь, ледников, подножий гор и т. п.).

Кроме перечисленных типов Ф., Л. В. Пустовалов в 1933 г. выделил так наз. геохим. Ф., характеризующие геохим. условия образования осадков, среди которых им выделяются ископаемые и современные геохим. Ф. Под современной геохим. Ф. Л. В. Пустовалов предложил понимать часть земной поверхности, которая на всем своем протяжении обладает одинаковыми физико-хим. и геохим. условиями накопления и формирования осадочных горных пород. Под ископаемыми геохим. Ф. понимается пласт пли свита пластов, на всем своем протяжении обладающие одинаковой изначальной геохим. характеристикой. Л. В. Пустовалов выделяет среди геохим. Ф. морские (сероводородная, сидеритовая, шамозитовая, глауконитовая и др.) и континентальные (латеритная, Ф. пустынь, континентальных растворов и др.).

Кроме перечисленных понятий термина Ф., широко распространены такие названия, как нефтеносная, угленосная Ф. и др., характеризующие присутствие в них определенных полезных ископаемых. В последнее время в научной геологической литературе для Ф., определяющих состав породы, начинает применяться термин «литофация».

В настоящее время Ф. понимается некоторыми как закономерный комплекс петрографических, палеонтологических и геохим. особенностей отложений, выражающий палеогеографическую и геохим. обстановку осадконакопления и диагенеза осадка (Г. И. Теодорович, 1950 г.).

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД — в практике разведочной и промысловой геофизики наз. такие свойства горных пород, на изучении которых основываются геофизические методы разведки.

К основным Ф. с. г. п. относятся: плотность, скорость распространения упругих волн, магнитная восприимчивость, удельное электрическое сопротивление, диэлектрическая постоянная, радиоактивность, электрохимическая активность, теплопроводность.

Для целей геофизики необходимо знать связь между физическими и литолого-петрографическими свойствами горных пород и распределение физических свойств пород по разрезу и площади.

ФИЛЬТРАЦИЯ - движение жидкостей и газов в пористой (либо трещиноватой) среде. Чрезвычайно малые сечения поровых каналов, огромная поверхность и шероховатость их стенок и вязкость жидкости обусловливают исключительно большую роль сил трения при

Ф., несмотря на крайне малые скорости движения жидкостей. Скорость Ф.. определяемая объемным расходом жидкости через единицу площади поперечного сечения пласта, пропорциональна градиенту давления, проницаемости породы и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся через породу жидкости. Скорость Ф. всегда меньше истинной скорости движения жидкости. При выводе формул Ф. сжимаемой жидкости используют массовую скорость Ф. — произведение скорости Ф. на плотность жидкости. Ф. Происходит либо по линейному, либо по нелинейным законам Ф. Линейный закон Ф. нарушается при критическом значении скорости Ф., при которой число Re достигает критического значения. Сначала в формулы Ф. входил коэффициент фильтрации К_ф (из закона Дарси V == К_ф*i, где i—гидравлический градиент), но позднее его подразделили на два коэффициента: проницаемости k, зависящий от свойств породы, и вязкости m, зависящий от свойств фильтрующейся жидкости

Ф. воды возможна лишь в породах водопроницаемых и невлагоемких; сильно влагоемкие породы (напр. торф) жадно впитывают в себя воду и с трудом отдают ее обратно. При Ф. нефти происходит впитывание породой некоторых составных частей нефти; в первую очередь нефть лишается асфальтово-смолистых компонентов и поэтому светлеет, напр. «белая» и «красная» нефть Сураханского месторождения.

Фильтрация глинистых растворов – см. водоотдача.

ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ — способ эксплуатации скважин или пластов, при котором нефть изливается из скважины либо исключительно за счет пластовой энергии, либо при восполнении затрачиваемой пластовой энергии извне — путем поддержания в залежи пластового давления нагнетанием воды за контур нефтеносности или газа в «газовую шапку».

ФОРМАЦИЯ — комплекс горных пород, в котором отдельные толщи, фации, слои, горизонты и т. п. тесно связаны между собой как в возрастном отношении, т. е. по вертикали, так и в пространственном, т. е. по горизонтали. Литологический состав и пр. особенности Ф. зависят от условий, в которых образовались эти Ф. В основном различают Ф. Платформенные, Ф. геосинклинальных складчатых областей, Ф. переходных зон (Ф. предгорных прогибов). Некоторые Ф. характеризуют климатические и пр. условия накопления осадков, напр., ледниковая Ф., галогенная Ф. аридной зоны и т. д. Различают также Ф. метаморфических пород и Ф. магматические. Для осадочных Ф. был предложен еще термин геогенерация, но он пока не получил признания.

ФОРМУЛА ДЮПЮИ - определяет дебит гидродинамически совершенной скважины при плоско-радиальном подтоке к ней однородной несжимаемой жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации

где k—коэффициент проницаемости, дарси; h - мощность пласта, см; Р_к и Р_с—давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс—радиусы контура питания и скважины, см; m- вязкость жидкости, сантипуазы; Q_r - дебит скважины, см³/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

ЭФФЕКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ НЕФТЕНОСНОГО ГОРИЗОНТА — суммарная мощность в нефтеносном горизонте прослоев пород (обычно песчаников), по которым возможно перемещение нефти.

ЭФФЕКТИВНАЯ (динамическая) ПОРИСТОСТЬ — пористость нефтяного пласта, выраженная отношением суммарной величины объема пор, заполненных нефтью, к общей пористости пород, составляющих данный нефтяной пласт.

ЭФФЕКТИВНАЯ (фазовая) ПРОНИЦАЕМОСТЬ — проницаемость пористой среды для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в породе смеси их (газ — нефть, вода — нефть, газ — нефть — вода). Э. п. породы для данной жидкости пли газа зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Ярус – комплекс отложений, наслоенных в течение геологического века последовательно, обычно без резких перерывов и крупных несогласий. Для каждого яруса должен быть установлен характерный комплекс фауны, в особенности микрофауны, с ием, чтобы по нему можно было безошибочно определять возраст проходимых пород даже при отсутствии керна, т.е. по одному шламу.

В том случае, если в данном ярусе намечается явное различие верхней и нижней его частей, то такой ярус делят на подъярусы или зоны.

Режимом– работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии процессе разработки. Режимы бывают: упругий, растворенного газа, газонапорный, гравитационный, смешанный, водонапорный.

Источники пластовой энергии:

Энергия напора (положения) пластовой воды (контурной, подошвенной);

Энергия расширения свободного газа (газа, газовой шапки);

Энергия расширения растворенного в нефти газа;

Энергия упругости (упругой деформации) жидкости (воды, нефти) и породы;

Энергия напора (положения) нефти.

Условие упругого режима – повышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом p_н. При этом забойное давление pз не ниже p_н, нефть находится в однофазном состоянии. Приток нефти происходит за счёт энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы – энергии их упругого расширения.

Упруговодонапорный режим – Проявление упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.

Вононапорный режим – существование связывают с наличием контура питания и с закачкой в пласт необходимых объёмов воды для выполнения этого условия.

Режим растворенного газа – проявление энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения сопровождающееся выделением из нефти ранее растворенного в ней газа.

Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки.

Газовая шапка – скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов упругий и жёсткий.

Гравитационный режим Появляется только тогда когда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились.

Выделяют: напорно – гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности, при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные; И со свободной поверхностью, с неподвижным контуром нефтеносности при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта; дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

Смешанные режимы. При которых одновременно проявляются энергии растворенного газа, упругости и напора воды. Его зачастую рассматривают как вытеснение газированной нефти (смеси нефти и свободного газа) водой при снижении давления забойного ниже давления насыщения.

Режимы с перемещающимися контурами нефтеносности – водонапорный, газонапорный, напорно-гравитационный, смешанный.

Режимы с неподвижными контурами нефтеносности – упругий, режим растворенного газа, гравитационный со свободной поверхностью нефти.

Водо - газонапорный, и смешанный режимы называют режимами вытеснения (напорными режимами), а остальные – режимами истощения (истощения пластовой энергии).

Ловушка нефти или газа – часть природного резервуара, в который благодаря различного рода структурных дислокаций в стратиграфическом и литологическом ограничении, а также к тектоническому экстранированию, создаются условия для скопления нефти и газа.

30. Типы коллекторов – 1.Трещиноватый 2.Поровый 3.Кавернозный

31. Типы залежей – 1.Пластовая 2.Массивная 3.Литологически ограниченная Стратиграфически ограниченные 5.Тектонически ограниченные

32. Категории запасов – Ресурсы: Д₂ – не знание Д₁ и С₃ – подготовленная площадь для поисковых работ.

Запасы: С₂ - поисковое бурение 2% запасов С₁ – разведочное бурение если С₁

Более 90% то можно пускать месторождение в разработку В – Запасы разработки - А₂ А₁

37. Разрез – изображение в определённом масштабе вертикальных сечений земной коры, от поверхности до определённой глубины.

Осадочные породы – это геологическое тело сформировавшееся из продуктов химического и физического выветривания, в результате химического осаждения или жизнедеятельности организма, или того и другого одновременно.

38. Гипергенез или выветривание – разрушение материнских пород на поверхности земли с воздействием воздуха, воды, льда, изменения температуры, а также в результате жизнедеятельности организма.

39. Запасы – Балансовые, Забалансовые, Геологические (все запасы которые есть), Извлекаемые (которые можно извлечь).

40. Балансовые запасы – извлекаемые их недр при наиболее полном и рациональном использовании современной техники.

41. Забалансовые запасы - не извлекаемые из недр, а также которые не могут быть введены в разработку в настоящее время, но могут рассматриваться как объект промышленного освоения в дальнейшем.

КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ

42. Категория С₂ – запасы подсчитанные, продуктивность установлена и на данной площади предполагается на основе благоприятных геологических и геофизических данных.

43. Категория С₁ – запасы новых площадей и новых горизонтов на разрабатываемых площадях, в которых хотя бы в одной скважине получен промышленный приток нефти или газа.

44. Категория В – запасы на площади, промышленная нефтегазоносность доказана наличием на этой площади скважин с благоприятным показателем образцов пород и данных каротажа.

45. Категория А₂ – запасы, детально разведанные на площади, оконтуренной по данным скважин, давших промышленные притоки нефти или газа.

46. Категория А₁ – запасы которые могут быть получены из скважин эксплуатационного фонда, условия залегания газо-нефтяных залежей, их режим, качественный состав нефти и газа изучены на опыте эксплуатации скважин.

47. Трещины – разрывы сплошности пород без перемещения по плоскостям разрывов.

48. Трещинная полостность – объём полостей трещин.

49. Коллектор – это горная порода способная содержать в себе флюиды нефти (газ, конденсат) и отдавать их при разработке.

50. Коллекторские свойства – нефтегазоносных пластов определяются гранулометричес-ким составом, пористостью и проницаемостью породы.

51. Гранулометрический состав пород – количественное содержание в породе частиц различной величины, определение процентного содержания фракций зерна различной круности (в мм).

52. Коэффициент пористости – отношение обббъёма пор образца породы к видимому объёму этого образца. Определяется по формуле: m=Vn/V_о , где m – коэффициент пористости, Vn – объём образца, V_о – видимый объём образца пористости породы.

55.Полная (абсолютная) пористость – включает объём всех пустот (сверхкапиллярных, капиллярных, и субкапиллярных).

56.Эффективная пористость – объём свободных, не связанных (не изолированных) между собой пор, по которым может передвигаться жидкость.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

57.Абсолютная проницаемость – характеризукетфизические свойства породы, т.е. газопроницаемость после экстракции и высушивания породы до постоянного веса, характеризует породу самой среды.

58.Эффективная проницаемость – способность пористой среды пропускать через себя преимущественно нефть, воду или газ при определённом их % соотношении в пористой среде.

59.Относительная проницаемость – отношение эффективной проницаемости среды для нефти, воды, или газа к общей проницаемости пористой среды (является безразмерной величиной).

60.Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних её частиц относительно других.

61.Плотность(объёмная масса) – масса единицы объёма тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объёму.

ДАВЛЕНИЯ

70.Пластовое давление – давление в некоторой точке пласта не подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин.

71.Забойное давление – давление на забое скважины.

72.Динамическое давление – давление в пласте, находящемся в разработке. Когда в пределах всего пласта отсутствует состояние покоя, т.е. статического равновесия; динамическое (рабочее давление) имеется также в работающей, эксплуатационной скважине.

73.Статическое давление – давление в пласте (или на забое скважины), в момент, когда перераспределение давлений закончилось, и в пласте (или на забое скважины) установилось состояние статического равновесия.

74.Начальное давление – давление, которое отмечается в пласте в момент вскрытия его первыми скважинами.

75.Текущее давление – давление, которое отмечается в пласте в процессеразработки на ту или иную дату.

Понятие скважины

1.Скважина – цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в неё человека и имеющая диаметр во много раз меньше её длины.

2.Устье скв. – начало скважины.

3.Стенка или ствол скв. – цилиндрическая поверхность.

4.Забой – дно.

5.Длина скв. – расстояние от устья до забоя по оси ствола.

6.Глубина скв. – проэкция оси на вертикаль.