Контрольная работа по предмету "Геология"

Узнать цену работы по вашей теме


Контрольная работа по Нефтегазопромысловая геология

МИНОБРНАУКИ РОССИИ


УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ


КАФЕДРА ГНГ


Контрольная работа № 1


по дисциплине


Нефтегазопромысловая геология


Выполнил:


Вариант 9


Ухта 2011 г.


Вариант 9


СОДЕРЖАНИЕ


1. Понятие о горном и пластовом давлении. Распределение давления


в пределах нефтяных и газовых месторождений................................................. 3


2. Режимы работы газовых залежей.......................................................................... 10


3. Составить геологический профиль по данным бурения скважин..................... 13


Библиографический список........................................................................................... 15


1. ПОНЯТИЕ О ГОРНОМ И ПЛАСТОВОМ ДАВЛЕНИИ. РАСПРЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ


Горное давление

обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т.п.


Различают вертикальную
и горизонтальную
компоненты горного давления, которые называют соответственно полным
и боковым
. Полное
(геостатическое)
давление соответствует суммарному весу вышележащей толщи, боковое
(геотектоническое)
давление, возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектонических процессов, их деформации обусловливающих релаксацию напряжений.


При известной мощности h
и ρ
плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления
(в Па) определяется следующим уравнением:



где g
– ускорение свободного падения; n
- число слоев.


Значение бокового
горного давления определяется величиной вертикальной компоненты давления, коэффициентом Пуассона пород и геологическими свойствами пород. Коэффициент пропорциональности между вертикальной и горизонтальной (боковой) составляющими горного давления изменяется в зависимости от типа пород от 0,33 (для песчаников) до 0,70 (для прочных пород типа алевролитов).


Пластовое давление

— один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газ, вода находятся в пустотах пластов-коллекторов в геологическом разрезе месторождения.


Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор водонапорной системы и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление. Аналогичный процесс протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, величина пластового давления p
пл
может быть определена по высоте столба пластовой жидкости и скважине при установлении статического равновесия в системе пласт — скважина:


p
пл
= hρg
, (2)


где h
высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление; ρ — плотность жидкости в скважине; g
— ускорение свободного падения. 


При практических расчетах формулу используют в следующем виде:


p
пл
= hρ/
c
, (3)


где c
— коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.


Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем
. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки.


Поверхность, проходящую через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью
.


Высоту столба жидкости h
в (2) и (3) в зависимости от решаемой задачи обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора. Такой столб жидкости h
называют пьезометрической высотой
(рис. 1). Или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой горизонтальной плоскости — этот столб жидкости высотой h
2
= h
1
+ z
, где z
— расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим
напором
.


Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением
(p
пл.а.
); величину давления, соответствующую пьезометрическому напору, — приведенным пластовым давлением
(p
пл.пр.
).


В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (рис. 2, скв. 1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скважины H
1

до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1

а также плотность воды ρ
в
(она обычно больше единицы вследствие того, что пластовые воды минерализованы):


p
пл1
= [(H
1


h
1

)/102] ρ
в
. (4)


В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (рис. 2, скв. 2),


p
пл2
= H
2

ρ
в
/102. (5)


Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (рис. 2, скв. 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление р
у
на их герметизированных устьях:


p
пл3
= (H
3

ρ
в
/102) + р
у
, (6)


где p
у
= h
3

ρ
в
/102, h3

— превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.



Рис. 1. Пьезометрические высота и напор в скважине.


1 — пласт-коллектор; 2 — пьезометрический уровень в скважине; О
О
— условная плоскость; h1

— пьезометрическая высота; z
— расстояние от середины пласта до условной плоскости; h2

— пьезометрический напор


Рис. 2. Схема инфильтрационной водонапорной системы.


1 — водонасыщенный пласт-коллектор; 2 — залежь нефти; 3 — пьезометрическая поверхность; 4 — земная поверхность; 5 — скважина со столбом пластовой воды, уравновешивающим начальное пластовое давление; 6 — направление движения жидкости; 7 — водоупорные породы.



Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления
grad р
, отражающим величину изменения р
пл
на 1 м глубины скважины:


grad р
= p
пл
/Н
(7)


Из рис. 2 видно, что на величину grad р
в различных скважинах заметное влияние оказывает различие в разности абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad р
меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad р
больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью. Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.


При grad р
> 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при grad р
< 0,008 — меньшим гидростатического (МГПД).


Наличие в пластах-коллекторах СГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы).


Пластовое давление, меньшее гидростатического, т. е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м, встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например при выщелачивании или перекристаллизации пород. Возможно также уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.


Каждая залежь УВ обладает некоторым природным пластовым давлением. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое)
и текущее (динамическое)
пластовое давление залежей.


Начальное (статическое)
пластовое давление — это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т. е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Величина начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.


В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней отличаются от значений этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов. Величина разности этих значений зависит от степени различий в плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали рассматриваемой точки залежи до ВНК. На рис. 3 приведена схема инфильтрационной водонапорной системы, область питания которой расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе залежи 400 м, отметка ВНК — 700 м, ГНК — 400 м, кровли пласта в своде залежи —300 м.


Проследим изменение начальных (статических) значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи. Примем плотность пластовых вод, нефти и газа соответственно: ρ
в
= 1,0, ρ
н
= 0,85, ρ
г
= 0,1 г/см3
.


В водяной скв. 1 пьезометрическая высота h
в
= 600 м. Соответственно p
пл1
= h
в
ρ
в
/102 = 600∙1,0/102 = 5,88 МПа.


В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте h
в
= 900 м p
пл1
= 900∙1,0/102 = 8,82 МПа. p
пл1
<p
пл4
на 2,94 МПа, т. е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах.


В скв. 2 при той же абсолютной отметке залегания пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем в скв. 4, но на иную величину, поскольку столб жидкости, соответствующий разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя пластовое давление в скв. 2, исходя из величины p
пл4
, получим p
пл2
= 8,82—(100∙1,0 + 200∙0,85)/102 = 6,17 МПа. В нефтяной скв. 2 пластовое давление на 0,29МПа больше, чем в водяной скв. 1, вскрывшей пласт на той же абсолютной отметке. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: h
2
= 6,17∙102/0,85 = 740 м. Это на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсолютной отметке пласта. При значительной абсолютной отметке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м.


Нефтяная скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей отметкой устья (100 м) будет фонтанировать. Давление на ее устье при герметизации p
у2а
= 140×0,85:102=1,17 МПа.



Рис. 3. Схема распределения пластового давления р
пл
и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 — вода; 2 — нефть; 3 — газ; поверхности: 4 — пьезометрическая; 5 — земная; p
у
— давление на устье скважины.


Пластовое давление в газовой скв. 3 может быть определено исходя из р
пл2
:р
пл3
= 6,17–(100×0,85+100×0,1)/102=5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа. Таким образом, пластовое давление газонасыщенного пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на 1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой.


Для приведенного примера изменение значений начального пластового давления и соответственно пьезометрических уровней в районе залежи может быть изображено в виде профиля (рис. 4).



Рис. 4. График изменения начального пластового давления р
пл.нач
.
в районе нефтегазовой залежи.


Профили давления: 1 — при водонасыщенности пласта; 2 — при наличии в пласте нефтегазовой залежи; К—К — положение контура залежи; p
изб
– избыточное пластовое давление.


Таким образом, уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта. Особенно значительное превышение значений фактических пьезометрических высот h
и значений начального пластового давления р
пл нач.
над гидростатическими h
г
и р
г
имеет место в сводовых частях газовых залежей с весьма большой высотой.



2. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ


Природным режимом залежи
называют совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.


В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый
и упруговодонапорный
режимы.


При газовом

режиме (режиме расширяющегося газа)
приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы вследствие низкой проницаемости пород (достаточной для фильтрации газа, но не достаточной для перемещения воды), наличия экранирующего слоя в основании залежи, удаленности залежи от области питания, наличия вблизи залежи тектонических нарушений и др. Залежи с газовым режимом не взаимодействуют с другими залежами водонапорной системы.


При газовом режиме в процессе разработки залежи ГВК занимает стационарное положение, т. е. объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород- коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.


Пластовое давление залежи р
пл
в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости р
пл
/ Z — ∑Q, где Z —- коэффициент сверхсжимаемости газа, ∑Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа на соответствующую дату. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.


Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8—10 % и год и более от начальных запасов.


При газовом режиме добычи газа значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что усложняет условия их эксплуатации и работу технологических установок по подготовке газа. Поступление воды в подобных случаях связывают с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях представляет собой трудную задачу и требует проведения специальных геологопромысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9—0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.


Упруговодонапорный

режим — применительно к газовым залежам упруговодонапорный называют режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т. е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с упругими силами газа и в чистом виде упруговодонапорный режим практически не встречается, так что это название в данном случае в некоторой степени условно. Поэтому наряду с названием «упруговодонапорный» часто применяют название «газоводонапорный» режим.


Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившийся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0,2 млн. м3
воды в результате отбора 1 млн. м3
газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3
газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные значения коэффициента возмещения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.


При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом, и кривая зависимости р
пл
/ Z — ∑Q вогнута относительно оси абсцисс (оси накопленной добычи газа). Интенсивность падения давления возрастает с уменьшением активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением размеров газоводяной части залежи, темпов добычи газа, с повышением влияния разработки других залежей на состояние давления в водонапорной системе в целом.


Следует отметить, что при некоторых изменениях годовых отборов газа из залежи указанная зависимость может быть близка к прямолинейной, как и при газовом режиме.


Действие упруговодонапорного режима сопровождается постепенным обводнением скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще обладает высоким пластовым давлением) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение (прорыв) воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к быстрому появлению воды в продукции скважин, усложнению условий эксплуатации и раннему их отключению. В итоге при упруговодонапорном режиме коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом. Вследствие этого диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени сложности строения продуктивных пластов.



3. СОСТАВИТЬ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ


ПО ДАННЫМ БУРЕНИЯ СКВАЖИН


























































№№


скв.


Альтитуда


скважин, м


Глубина залегания подошвы отложений, м

Забой


скв. (P), м


J3 J2 J1 T2 T1
7 175 40 564 1070 1173 1375 1600
8 180 15 451 715 815 1015 1500
3 202 10 343 703 805 950 1000
6 210 25 415 865 970 1120 1660
9 215 107 641 821 926 1075 1100

Скважины расположены в направлении с запада на восток в следующей последовательности: скв. 7, скв. 8, скв. 3, скв. 6, скв. 9.




БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК:


1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа.


М.: Недра, 1981. – 453 с.


2. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.:Недра, 1985. – 422с.


3. Большая энциклопедия нефти и газа (http://www.ngpedia.ru/index.html).



Не сдавайте скачаную работу преподавателю!
Данную контрольную работу Вы можете использовать для выполнения своих заданий.

Доработать Узнать цену работы по вашей теме
Поделись с друзьями, за репост + 100 мильонов к студенческой карме :

Сейчас смотрят :