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 < 500 -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 – 0.20 м/сек

Быстрее оседает:

· Крупный шлам

· Кубической формы

· Высокой плотности

· В легком растворе

5.4.2. Расчет времени отставания раствора:

, мин;

где V_КП - объем кольцевого пространства, м³;

D - диаметр скважины, мм;

d_Н - наружный диаметр труб, мм;

Q - расход, л/с.

5.4.3. Расчет времени отставания шлама:

, мин

где v_к.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);

v_с.ш – скорость седиментации частиц шлама в буровом растворе под действием силы тяжести, м/с,

где к_р - коэффициент, зависящий от формы частиц (для кубической к_р = 30, для частиц в форме параллелепипеда к_р =20);

l_ш – средний размер частиц шлама, см;

ρ_ш , ρ_р - 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%