- •Геология
- •Вопрос 1) Вопр 1
- •Вопрос 2)Происхождение, формы и размеры Земли
- •Вопрос 3) Физические свойства и химический состав земной коры.
- •4)Современная модель внутреннего строения Земли
- •5) Минералы. Определение, классы, главные породообразующие.
- •6) Горные породы. Определения, типы, условия залегания. Структура и текстура
- •Вопрос 7) Процесс магматизма. Магматические горные породы. Формы
- •Вопрос 8) Осадочные горные породы. Определение и классификация
- •Вопрос 9) Первичная форма залегания осадочных горных пород.
- •Вопрос 10) Слой, слоистость. Элементы залегания горных пород.
- •Вопрос 16) Геологическая карта и геологический разрез.
- •Вопрос 17) Литолого-стратиграфическая колонка – отражает последовательность напластования горных пород и их литологию.
- •Вопрос 18) Структурные карты. Методы построения.
- •Вопрос 19) Генетические типы ловушек.
- •Вопрос 20) Типы залежей. Методы их изучения и моделирования.
- •37. Свойства пород коллекторов.
- •38. Свойства пород покрышек.
- •39. Пластовые флюиды
- •40. Углеводородные флюиды
- •Вопрос 44
38. Свойства пород покрышек.
Покрышка-комплекс пород (порода) с крайне низкими значениями проницаемости, перекрывающий продуктивный коллектор и препятствующий разрушению залежи. Наличие надёжной для заключённого в коллекторе флюида покрышек, сохраняющей свои изоляционные свойства при определённых термобарических условиях в течение длительного отрезка геологического времени, — необходимое условие сохранности залежи.
Экранирующие свойства покрышек определяются их литологическим и минеральным составом, физико-химическими особенностями, выдержанностью по площади распространения и мощностью. Одна из важнейших проблем изучения покрышек — введение количественной оценки их экранирующей способности. Такой характеристикой является величина давления прорыва, перепад давления, при котором начинается фильтрация нефти или газа через покрышки, и соответственно величина давления пережима, когда фильтрация практически прекращается. Мощность покрышки колеблется от первых метров в многопластовых месторождениях до десятков метров и более в региональных покрышках.
39. Пластовые флюиды
Флюиды, залежи которые могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.
Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.
Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом растворе имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов особенно токсичных, так как это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом или с буровым раствором при циркуляции. В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта скважины считается высокой.
40. Углеводородные флюиды
Флюиды, залежи которые могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.
Вязкость пластовых флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.
Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование. По степени убывания фонтаноопасности типы пластовых флюидов могут быть классифицированы следующим образом:
-природные газы (метан, бутан, пропан, N2, CO2, H2S, He);
-газоконденсаты;
-нефтегазоконденсаты;
-нефть;
-газированные пластовые воды;
-минерализованные воды и рапа.
Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа). Фонтаноопасность газообразных флюидов по сравнению с жидкими более высока.