Контрольная: Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения - текст контрольной. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Контрольная

Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения

Банк рефератов / Геология и геодезия

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Контрольная работа
Язык контрольной: Русский
Дата добавления:   
 
Скачать
Архив Zip, 24 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникальной работы

Узнайте стоимость написания уникальной работы

13 Министерство образования Российской Федерации Тюменский государст венный нефтегазовый университет Контрольная работа по геологии 1 вариант Выполнил : Проверил : Студент : Твардовский Юрий Михайлович Группа : МТЭКс -1 г . Тюмень , 2000 год Вопрос 1. К оллекторские свойства нефтеносных пластов . И х значение при определении запасов месторожде ния (залежи ). При решении конкретно-научных задач нефте газопромысловой геологии одна из исходных зад ач – изучение внутреннего строения залежи нефти и газа . Суть этой задачи сводится к выделению в объеме зал ежи геол огических тел , сложенных породами-коллекторами и породами-неколлекторами , а затем к выделению в объеме , занятом породами-коллекторами , геологи ческих тел , различающихся значениями основных геолого-промысловых свойств – пористости , проница емости , пр о дуктивности и т.п . Други ми словами , в статическом геологическом прост ранстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств , соответствующего цели исследования , и выявить структуру этой системы . При отнесении породы к коллекторам и ли неко ллекторам необходимо исходить из возможности движения нефти или газа в ее поровом пространстве . Колл ектором называется горная порода , обладающая такими геолого-физическими свойствами , которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотно м про странстве . Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом , так и водой . В ыше ВНК (ГВК ) коллектор нефтенасыщен (газонасыщ ен ), ниже – водонасыщен . Порода-коллектор водон асыщена за внешним контуром нефтеносности , не фтенасыщена во внутреннем к о нтуре нефтеносности , газонасыщена во внутреннем конту ре газоносности . Как показывает практика , не все поро ды-коллекторы , содержащие физически подвижную нефт ь , отдают ее при существующих в наше в ремя технологии и системах разработки . В с вязи с этим коллек торы делят на п родуктивные и непродуктивные , т.е . отдающие и не отдающие нефть или газ при современ ных системах разработки. Способность пород-коллекторов содержать нефт ь , газ и воду обусловливается наличием в породах пустот , т.е . существованием пустого пр остранства (или пустотности ), которое может быть представлено порами , кавернами и трещинами . В соответствии со сказанным емко стные свойства коллекторов нефти или газа обусловливаются пористостью , кавернозностью и т рещиноватостью. Под пористостью горной по роды понимается наличие в ней пор , не заполненных твердым вещес твом . Различают полную , открытую пористость и пористость скелета породы . Полная пористость включает в себя абсолютно все поры г орной породы , как изолированные (замкнутые ), так и открытые , сооб щ ающиеся друг с другом и поверхностью образца , пористость которого определяется . Пористость , образуемая сообщающимися порами , называется открытой . Коли чественно пористость породы характеризуется коэф фициентом пористости . Коэффициент пористости изме ряется в долях единицы . Его можно выразить также в процентах от объема породы . Пористость породы в большой степени зависит от размеров поровых каналов , которые в свою очередь , определяются гранулометричес ким составом слагающих горную породу частиц и степенью их с цементированности . По величине поровые каналы нефтяных и газов ых коллекторов условно разделяются на три группы : 1) сверхкапиллярные – диаметром 2 – 0, 5 мм ; 2) капиллярные – 0, 5 – 0, 0002 мм (до 0, 2 мкм ); 3) субкапиллярные – менее 0, 0002 мм (менее 0, 2 мкм ). Кавернозность г орных пород обусловливается существованием в них пустот , которые по некоторым физическим особенностям относятся к типу каверн . Общеп ринятых представлений об отличительных особеннос тях пор и каверн в настоящее время ещ е нет . Г.Н . Тео дорович считает , что к кавернам следует относить пустоты , которые в трех взаимно перпендикулярных направлениях имеют размеры больше 2 мм . Если порода относится к чисто каверн ому типу , то метод исчисления коэффициента полной и открытой кавернозности анало г ичен методу определения коэффициентов пористости . Для определения пустотности кавернозно-порис той породы необходимо определить суммарную и раздельную емкость пор и каверн. Трещиноватость горных пород (трещинная емкость ) обусловливается наличием в них тр ещин , не заполненных твер дым веществом . Залежи , связанные с трещиноваты ми коллекторами , приурочены большей частью к плотным карбонатным породам , а в некоторы х районах и к терригенным отложениям . Таки е породы очень плотные , часто не пропускаю т жидкости и г а зы , т.е . практич ески плохо проницаемые . Вместе с тем налич ие разветвленной сети трещин , пронизывающих э ти коллекторы , обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам. Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытос тью трещин . Понятие раскрытости в неко торой степени условное . Существование трещин в породах на больших глубинах в условиях горного давления возможно лишь при налич ии многочисленных контактов между их стенками . Площадь контактов по сравнению с площадь ю ст е нок трещин мала , и поэтом у контакты существенно не влияют на емкос тные и фильтрационные свойства трещин . На этом основании и введено понятие раскрытости трещин. Емкость коллектора трещинного типа обус ловливается емкостью пустот всех трех видов : 1) емкос ть пор пород , коэффициент пористости которых обычно составляет 2-10% (трещиноватости , как прави ло , подвержены плотные и , следовательно , низкоп ористые породы ); 2) емкостью каверн и микрокарстовых пустот . Наибольшая ем кость этих пустот характерна для отлича ющихся повышенной растворимостью карбонатовы х пород , в которых она составляет значител ьную часть (13 – 15%) емкости пустотного пространс тва ; 3) емкостью самих трещин (трещинной емкостью ). Пустоты этог о вида составляют десятые доли процента о т объема трещи новатой породы . Чаще все го трещины играют роль путей фильтрации ж идкости или газа , связывающих воедино поровое пространство блоков и каверн. При обр азовании залежей нефть и газ вследствие м еньшей плотности мигрировали в повышенные час ти пласта , вытесняя от туда воду . Однак о вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью , вследствие чего нефтегазонасыщ енные пласты наряду с УВ содержат и н екоторое количество воды , называемой остаточной . Относительное содержание этой воды в пусто тном пространстве тем больше , чем меньше размер пустот и проницаемость коллекто ров . Начальное распределение нефти , газа и остаточной воды в пустотном пространстве к оллектора влияет на процессы движения нефти через коллектор и вытесняя ее водой . Количество , состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности мин ерального вещества (твердой фазы ) нефтяного ко ллектора . В частности , поверхность минеральных зерен (или пустот , что одно и то же ) характеризуется значительной неоднородностью по смачиваемости . Проницае мость – это фильтрационное свойство коллектора , характеризующее его способность пропу скать нефть , газ и воду . В процессе разработки нефтяных и газ овых месторождений в пустотном пространстве п ород происходит фильтрация жидкостей , газов и ли их смесей . В п оследнем случае п роницаемость одной и той же породы для какой-либо составляющей смеси , называемой фазой (нефти , газа или воды ), зависит от коли чества и качественного состава других фаз . Поэтому для характеристики проницаемости нефте газосодержащих пород вв е дены понятия абсолютной , фазовой (эффективной ) и относитель ной проницаемостей . Запасами нефти , газа или конденсата называется их количество содержащееся в пород ах-коллекторах в пределах изучаемой части гео логического пространства . В соответствии с эт им о пределением можно говорить о запа сах отдельного слоя , пласта , зонального интерв ала , блока , а также любой части указанных геологических тел в пределах залежи , мест орождения , группы месторождений , нефтеносного плас та и т.п . Классификация запасов обеспечива ет единые принципы подсчета и учета запасов нефти и газа в недрах исходя из степе ни изученности этих запасов и их подготов ленности для промышленного освоения . Отнесение запасов к той или иной категории произ водится в соответствии с надежностью их о пределе н ия , которая зависит от гео логических условий и степени изученности подс четного объекта. Категории - запасов наиболее общий интегр альный показатель степени изученности и подго товленности залежей или ее части к разраб отке . В связи с этим отнесение запасов к той или иной категории требует конкретной объективной оценки условий , в кото рых находится залежь , с точки зрения колич ества и качества полученной по ней информ ации. При подсчете запасов УВ их относят к категориям А , В , С 1 и С 2. Условия отнесения запасов к той или иной из указанных категорий определяются «Инструкци ей по применению классификации запасов местор ождений , перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов». Результаты оценки точности подсчета зап асов позволяют : 1) дать объективную оцен ку состояния геологической изученности залежи ; 2) получить дополнительные данные для количественно й характеристики запасов ; 3) выявить и устранить систематические погрешности при обосновании подсчетных параметров и проведении расчетов и тем самым повысить достоверность результатов подсчета запасов ; 4) обосновать бурение скважин и проведение исследований , необходим ых для доразведки залежи с целью точности подсчета запасов ; 5) более правильно и полн о определить задачи геологических исследований , проводимых в процессе разработки . Согласно действующей классификации , запасы месторождений нефти и газа по значению разделяют на две группы , подлежащие отдельном у учету : балансовые запасы , вовлечение которых в разработку в настоящее время экономиче ски целесообразно , и забалансовые , вовлечени е которых в разработку в настоящее время нецелесообразно или технически и технологиче ски невозможно , но которые в дальнейшем мо гут быть переведены в балансовые . В балансовых запасах нефти , растворенног о газа , конденсата и содержа щихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы , т.е . часть балансовых за пасов , которую можно извлечь при рациональном использовании современной техники и технолог ии добычи нефти и газа. Правильный подсчет запасов нефти и г аза пред полагает раскрытие внутренней стр уктуры подсчетного объекта , знание которой не обходимо также для организации эффективной ра зработки залежей , в частности для выбора с труктуры системы разработки . Вопрос 2. О бъемный метод подсчета начальных запасов нефт и и свободного газа. Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти и объема свободного газа , п риведенных к стандартным условиям , в насыщенн ых ими объемах пустого пространства пород-кол лекторов залежей нефти и газа или их частей. Величину этих объемов получают пут ем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа ( F ) на среднее значение вертикальной эффективной нефте - (газо ) насыщенной толщины пласта h н.эф ., на среднее значение коэф фициента нефтенасыщенности k н.о . и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности k н . Или газонасыщенности k г . при этом выражение Fh н.эф . опре деляет объем коллекторов залежи (ее части ), Fh н.эф . k п. о . – объем пустотного простр анства пород-коллекторов , Fhk п.о . k н . или Fhk п . о . k г . – объем ы пустотного пространства пород-коллекторов , насыщенных соответственно нефт ью или свободным газом . Объемы пустотного пространства насыщенных нефтью или свободным газом , можно получить путем умножения Fh н.эф . на среднее значение коэффициента порис тости . Для нефти коэффициент эффективной пористости k п.эф . равен произведению k о . п . k н ., а для газа – k п.эф . = k п . о . k г ., которые рассчитываются по каждому одно родному продуктивному интервалу пласта . В пустотном пространстве пород-коллекторов , насыщенных нефтью , в п ластовых условиях нефть содержит растворенный газ . Для прив едения объема пластовой нефти к объему не фти , дегазированной при стандартных условиях , используется среднее значение пересчетного коэфф ициента Q , учитывающего усадку нефти. С учетом этих параметро в объем нефтяной залежи (ее части ) при стандартны х условиях будет определяться выражением : V н . ст . = Fh н . эф . k п.о . k н . O или V н.ст . = Fh н . эф . k п . эф . O Умножив V н.ст . на среднее значение плотности не фти при стандартных условиях , получим начальн ые запасы не фти , содержащиеся в этой залежи или ее части : Q н . о . = Fh н . эф . k п . о . k н . О р . (1) или Q н . о . = Fh н . эф . k п . эф . О р . (2) Для приведения объема свободного газа , содержащегося в залежи (ее части ), к ста ндартным условиям используется произведение ба рического Кр и термического К t коэффициентов : К р К t = ((р о L о – р ост . L ост )/ Р ст .) ((Т о + t ст .)/( T о + t пл .)) (3) где , р о – среднее значение пластового давлени я в залежи (ее части ), Мпа ; L о – поправка , обратнопропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Z о при давлении р о , L о = 1/ Z о ; р ост . – среднее остаточное давление , установленное в залежи , когда давление на устье добывающе й скважины равно стандартному , Мпа ; L ост . – соответствует рост поправка на сжимаемость реальных газов , равная 1/ Z ост .; Р ст . – давление при стандартных условиях , равная 0, 1 Мпа ; Т о = 273К ; t ст . = 20 о С ; t пл . – ср . температура в залежи в пластовых условиях , о С , значение коэффиц иента Z у станавливается обычно по опытным кривым. Значение Р скв . о получают ин терполяцией к уровню центра тяжести зал ежей данных замеров глубинным манометром или манометром давления на устьях скважины , п риведенных к глубине кровли пласта с учет ом веса столба газа : Р скв . о = Р скв . м , 1293х 10-9Нк.п.Рг. (4) где, Р скв . м – манометрическое да вление на устье закрытой скважины , Мпа ; - основание натуральных логарифмов ; Р г – относительная плотность газа по воздуху ; Н к . п . – глубина кровли плата в скважине. Среднее остаточн ое пластовое значение в залежи получают д ля условий глубины Н ц . т . на уровне центра тяжести залежи и станда ртного давления на устье всех скважин : Р отс . = 0, 1 1293х 10-9 Рц.т . Рг . (5) Глубина залегания центра тяжести пластовой залежи с определением долей условности принимается н а уровне половины высоты залежи , а м ассивной – на уровне одной трети высоты от газожидкостного контакта . При подсчете начальных запасов свободного газа в процес се поисково-разведочных работ и разработки за лежи используются данные о начальных пластовы х давлениях , полученные лишь в поиско в ых и разведочных скважинах до начала разработки . Этим определяется внимание , котор ое должно уделяться замерам пластового давлен ия при геологоразведочных работах. Среднее значение пластовой температуры t пл . вычи сляются по данным о замерах в скважине , и та кже приводятся к уровню центра тяжести залежей. В соответствии с изложенным , формулы для подсчета начальных запасов свободного га за залежи (ее части ) объемным методом имею т следующий вид : Q г . о . = Fh г . эф . k п . о . k г . K p K t (6) Q г . о . = Fh г . эф . k п . эф . K p K t (7) Часть балансовых запасов нефти , которая может быть извлечена из недр , - извлекаемы е запасы – определяется с помощью коэффи циента извлечения k извл.н .: Q н . извл . = Q н . о . k извл . н. (8) Объемный метод можно считать практическ и универсальн ым для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой с тепени изученности . Внешне он представляется довольно простым , однако эта простота таит в себе множество проблем . Основными проблем ами объемного метода заключаются в своевремен ном выявлении особ е нностей геологичес кого строения залежи и объективном определени и параметров , характеризующих объем пустотного пространства , насыщенного нефтью или свободного газа . Любая залежь представляет собой сложный объект . Его сложность обусловлена типом п устотного пространства пород-коллекторов и у словиями залегания их в ловушке , типом сам ой ловушки , характером насыщенности пустого п ространства и его изменчивости по площади и разрезу , взаимосвязанностью параметров , услов иями залегания флюидов в недрах и т.п . по с у ществу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляет ся проблемой , которая нередко усложняется нед остаточностью и низким качеством фактических данных . Поэтому процесс изучения залежей идет непрерывно с момента ее открытия до завершен и я разработки . Тем самым п ервоначально созданные представления о строении залежей в виде статичных моделей постоян но совершенствуются , а иногда и в корне меняются. Совершенствование статичных моделей происхо дит в результате , как увеличения объема на блюден ий , так и привлечения новых мето дов исследования и рационального комплексировани я их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и р азработки залежей . Чем ниже стадия изученност и залежей или проще строение , тем проще модель и применяемый вариант объемн ого метода . С повышением степени изученности они усложняются . Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода . Каждому варианту присущи свои способы определения объ ема пород – коллекторов , объема пустотного простра н ства насыщенного нефтью ил и газом , способы определения средних значений параметров по скважинам , подсчетным объектам или залежей в целом и т.п . Вопрос 3. К какому типу залежей относят нефтеносные (газосодержащие ) пласты на рассматриваемом ме сторождении. Месторожден ия нефти и газа Васюганской области приур очены к пологим ненарушенным брахиантиклиналиям . В их пределах известны залежи нефти и газа разных типов . Залежи , связанные с проникаемыми горизонтами юрских пород (Ю 1 и Ю 2), являясь метолого-стратиграф и чески экранированными , а в случае сообщаемости между собой массивно-пластовыми . Не выдержанные по площади песчанники валанжина обусловливают развитие пластовых , метологически экранированных залежей . Четкой дифференциации нефтеносных и газоносных земель не наблюдается . Все нефтяные месторождения невелики по запас ам , газоконденсатные месторождения более значител ьны . Наиболее характерными месторождениями являют ся Мыльджинское и Лугинецкое. На Мыльджинском месторождении установлен значительный стра тиграфически й интервал газоносности . Залежи газа пластово-сводные и пластовые , литологическ и ограниченные установлены в горизонтах Ю 1 и Ю 2, БВ 12, БВ 16 и БВ 10. Они выявлены в интервале глубин 2090 – 2434 м . Коллекторами я вляются пласты песчаников и алевролитов. Лугине цкое газоконденсатно е месторождение представляет соб ой изометрическую антиклинальную раскладку разме рами 30х 24 км , амплитудой 160 м . Продуктивные го ризонты Ю 1 и Ю 2 залегают на глубинах 2270 – 2340 м . Залежи пластовые с литологическим ограничением . Резерву ар выражен переслаивание м мелкозернистых песчаников и аргиллитов . Пок рышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км . Залежи газоконденсатные с нефтяной о торочкой. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ : 1. Бакиров Э. А ., Ларин В.И . Геология нефти и газа . (Учебник для нефтяных специальностей вузов ) под ред . Э.А . Бакирова – 2-е изд . перера б . и доп . – М .: Недра , 1990 г. 2. Гутман И.С . Методы подсчета запасов нефти и газа . (учеб . по спец . «Геология и разведка неф тяных и газовых месторождений» ) – М .: Нед ра , 1985 г . 3. Иванова М. М ., Дементьев Л.Ф ., Чоловский И.П . Нефтегазопромыс ловая геология и геологические основы разрабо тки месторождений нефти и газа . – М .: Недра , 1985 год.
1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
Во время Страшного Суда депутатов Госдумы будут судить по принятым ими законам.
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.

Обратите внимание, контрольная по геологии и геодезии "Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения", также как и все другие рефераты, курсовые, дипломные и другие работы вы можете скачать бесплатно.

Смотрите также:


Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru