Нефтегазовая терминология 3 страница

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 V_n - 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 - кайнозойскую группу.

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 система применяется 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 - в нефтяной 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:

Дата добавления: 2015-06-04