- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
2.6 Изучение газожидкостных контактов
Залежь нефти или газа, как единичное скопление углеводородов, отделена от окружающих (вмещающих) пород кровлей и подошвой пород-коллекторов, содержащих нефть или газ и контактом, разделяющим продуктивные породы от непродуктивных. Этот контакт может разделять нефтеносные и газоносные породы от водоносных (водонефтяной - ВНК и газоводяной - ГВК контакты), а также нефтеносные породы от газоносных (газонефтяной - ГНК контакт) в двухфазных (нефтегазовых) залежах.
Если для определения кровли и подошвы пласта достаточно уметь определять литологический состав пород, т.е. распознавать проницаемые и непроницаемые породы, то для установления газожидкостных контактов необходимо уметь отличать нефтеносные породы от водоносных и газоносных, газоносные от водоносных.
Определение водонефтяных контактов. Существует достаточно много способов определения контактов. Наиболее распространены промыслово-геофизические, т.е. по данным каротажа скважин. Эти методы основаны на разнице электрической проводимости нефтей и пластовых вод. Породы, насыщенные нефтью, обладают высоким сопротивлением, а водоносные породы – низким. На практике широко применяются методы определения сопротивления пластов по данным бокового каротажного зондирования (БКЗ), индукционному каротажу (ИК) и боковому каротажу (БК). БК и БКЗ наиболее эффективны в интервале высоких сопротивлений, а ИК - в низкоомных пластах.
Определение газонефтяных контактов. Сложность установления газонефтяных контактов заключается в том, что свойства нефтенасыщенных и газонасыщенных интервалов во многом сходны. Также, как и нефть, газ является диэлектриком, поэтому метод сопротивлений для определения ГНК непригоден. Соотношение основных элементов - водорода и углерода - в этих флюидах также близко. Наиболее часто применяемый метод определения ГНК - это нейтронный гамма каротаж, который реагирует на плотность среды.
Поскольку газ в пластовых условиях заметно легче нефти, то этот метод достаточно часто дает положительный результат. Используются также данные газового (геохимического) каротажа, по данным которого определяют состав газов, насыщающих выбуриваемые породы. Часто состав газов газовых шапок (свободный газ) заметно отличается от состава газ, растворенного в нефти. На этой разнице основана методика определения ГНК по газовому каротажу. Как и в других случаях, обязательно учитываются результаты испытания скважин. Однако при этом следует учитывать возможные искажения, связанные с большей подвижностью газа, который может прорываться в скважину даже в случаях, когда перфорирован чисто нефтенасыщенный интервал.
Определение газоводяного контакта. Определение ГВК основано на тех же физических и химических явлениях, что и в случае определения ВНК с той лишь разницей, что в газоносных интервалах эти явления выражены более ярко. Поэтому определение ГВК при прочих равных условиях встречает меньше трудностей, чем при определении ВНК. Кроме того, для определения ГВК можно использовать методы, использующие разницу в плотностях насыщенных пород (НГК), которые при определении ВНК малоэффективны. При использовании данных испытания следует учитывать большую подвижность газа по сравнению с водой.
В эксплуатационных скважинах для определения газоводяных и газонефтяных контактов используется также так называемый «дроссель-эффект»- свойство газовых систем при снижении давления снижать температуру. Поэтому в работающей газовой скважине газоносный интервал всегда холоднее нефтенасыщенного или водонасыщенного.