Параметры залежей нефти и газа

Охарактеризуйте параметры залежи нефти и газа в структурной ловушке. [c.102]

Какие параметры залежей нефти и газа определяются графическим путём [c.102]

На Международной конференции по энергетическим ресурсам, состоявшейся в 1979 г. в г. Монреаль (Канада), к традиционным источникам углеводородов были отнесены залежи легких и средних нефтей, природные газы и содержащиеся в них конденсатные жидкости, а к нетрадиционным — скопления тяжелых нефтей и твердых битумов — от асфальта до керита, а также жидкие и газообразные углеводороды, которые можно получать из углей, битуминозных песчаников, горючих сланцев, газогидратов, зон геодавлений, биомассы, торфа, промышленных и городских отходов [5]. В связи с тем, что ряд используемых понятий не имел достаточно четкого определения, на XI Мировом нефтяном конгрессе была предложена единая классификация всех типов природных углеводородов [6]. В качестве основных классификационных параметров для всех источников углеводородов, встречающихся в природных резервуарах, были приняты агрегатное состояние, плотность и вязкость и рекомендованы следующие определения [c.15]

В настоящем справочнике обобщены практически все имеющиеся материалы по свойствам нефтей в пластовых условиях, составам растворенных в нефтях газов и основным свойствам дегазированных нефтей с кратким описанием геологического строения по конкретным месторождениям. Это дает возможность делать широкие обобщения и изучать влияние различных факторов на распространение нефтяных залежей, на изменение свойств нефтей в пределах нефтегазоносных регионов, а также проводить корреляцию и анализ параметров пластовых нефтей. [c.10]

Марголин А. М. Характеристика изменчивости залежей нефти и газа и оценка погрешностей результатов пх разведки. — В кн. Оценка точности определения параметров залежей нефти и газа. М., 1965, с. 178—190. [c.301]

Разведочные скважины бурятся с целью оценки запасов открытых залежей и местоскоплений УВ. По данным разведочных скважин определяется конфигурация залежей нефти и газа и рассчитываются параметры продуктивных пластов и залежей, определяется положение ВНК, ГНК, ГВК. На основании разведочных скважин дается подсчёт запасов нефти и газа на открытых местоскоплениях. В разведочных скважинах проводится боль-щой комплекс исследований, включая отбор и исследование керна, отбор проб флюидов и исследование их в лабораториях, опробование пластов в процессе бурения и испытание их после окончания бурения, ГИС и другие. [c.112]

Таким образом, можно предполагать, что пластовая нефтегазовая система относительно находится в равновесии, если ее состояние при заданных внешних условиях в течение какого-либо времени не изменяется. Это вполне возможно для условий реальных нефтяных или газовых месторождений, ибо, как известно, на каком-либо отрезке времени (и часто очень длительном) всегда можно задать и достигнуть постоянство внешних параметров Т и р. Нужно отметить, что до начала разработки исходное состояние залежей нефти и газа, вероятно, отвечает состоянию термодинамического равновесия. [c.108]

Физико-химические параметры нефти существенно зависят от условий их залегания. Известно, чем глубже находится залежь нефти, тем выше пластовые давление и температура. При высоких давлениях в нефтях, как правило, растворено больше газа, что обусловливает более высокое давление насыщения. При пониженных значениях температуры вязкость нефти, при прочих равных условиях, будет более высокой, нефти таких залежей в пластовых условиях могут быть насыщены парафином и т. д. [c.16]

При описании залежей, приводимых в справочнике значения различных параметров сопоставлялись со среднеарифметическими значениями, полученными для всех залежей. Такие сопоставления выполнены по условиям залегания нефтей (пластовое давление и пластовая температура) и по величинам параметров нефти в пластовых и поверхностных условиях, а также по составам растворенных в нефтях газов. Отдельные сопоставления были выполнены по данным средних величин параметров, рассчитанных для конкретной области (района). [c.26]

Залежи нефти находятся в условиях умеренных (пласт В1) и повышенных (пласт Дх) пластовых давлений и температур. По значениям физических параметров нефть пласта В] значительно отличается от средней нефти. Для нефти пласта Д характерно относительно высокое газосодержание, низкие плотность и вязкость объемный коэффициент и коэффициент газа в нефти сравнительно высоки. [c.258]

Залежи нефти находятся в условиях средних давлений и температур. По значениям физических параметров нефть пласта До мало отличается от средней нефти (лишь ниже ее вязкость). Для нефти пласта Дь это отличие весьма ощутимо и выражено в высоких значениях газового фактора, коэффициентов усадки и растворимости газа, а также в низких значениях плотности и вязкости нефти. [c.259]

Залежи нефти находятся в условиях повышенных давления и температуры. С ростом глубины повышаются давление насыщения и газосодержание нефти, снижаются ее плотность и вязкость. Эта закономерность подтверждается и изменением объемного коэффициента нефти и растворимости газа в ней. Наибольшее отклонение от условий средней нефти наблюдается по параметрам р ас, О, в и а для девонских нефтей. Вязкость нефтей в основном низкая. [c.289]

Залежь нефти находится в условиях относительно низких пластовых давлений и температур. Значения таких физических параметров, как давление насыщения, газосодержание, вязкость, для данной нефти несколько ниже, чем для средней нефти значения плотности и коэффициента растворимости газа для данной нефти от средних значений практически не отличаются. [c.323]

Залежи нефти V горизонта находятся в условиях относительно невысокого пластового давления и умеренной температуры. Значения некоторых параметров нефти оказались близкими к средним. Следует отметить повышенное (почти в 2 раза) значение среднего коэффициента растворимости газа в нефти, а также низкую вязкость. [c.501]

Залежи нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений и температур. Значения всех параметров данной нефти существенно отличаются от средних, особенно высокие значения давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента, коэффициента растворимости газа в нефти и низкие значения плотности и -вязкости нефти. [c.568]

Залежь нефти находится в условиях средних пластовых давлений и повышенных температур. По значениям параметров эта нефть существенно отличается от средней нефти. Нефть имеет относительно высокое газосодержание, низкие значения плотности и вязкости, а также повышенные значения объемного коэффициента и коэффициента растворимости газа в нефти. [c.571]

Пластовое давление определяет силу, движущую флюиды в пласте, и является важным параметром, характеризующим энергетическую емкость залежей нефти и газа в недрах. Поэтому необходимо иметь ясное представление о величине пластового давления для правильной эксплуатации местоскоплений нефти и газа. [c.71]

Категория i (оцененные). Запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин, и примыкающие к запасам категорий А vi В при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Запасы категории С выделяются, если геолого-геофизическая информация с обоснованной уверенностью доказывает, что пласт в сторону вьщеляемой категории l непрерывен по площади. Технологические параметры разработки залежи и рентабельность ее освоения определяются по аналогии с изученными участками. Для отнесения запасов к категории i по вновь выявленным залежам, оценка запасов которых дается только по этой категории, необходимо установить тип, форму и размеры залежи, изучить по керну и материалам геофизических исследований скважин литологические особенности и вещественный состав пласта, определить высотное положение контактов нефть—вода, нефть— газ, газ—вода, установить состав и свойства нефти, горючего газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях, оценить продуктивность скважин и т. д. [c.79]

Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи — её запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится всё количество нефти (газа), находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (/) и с учётом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от 15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Они зависят от 1) физико-химических свойств нефти 2) свойств коллекторов 3) методов разработки. [c.68]

К разведанным запасам по категории С, отнесены запасы залежи УВ или её части, нефтегазоносность которых подтверждена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах и результатов опробования пластов в нескольких скважинах. По степени изученности залежи по категории С, можно говорить о достаточно обоснованных параметрах залежи и продуктивных пластов. Указанные параметры могут быть ис- [c.120]

По результатам разведочных работ определяют параметры залежей УВ и рассчитывают запасы нефти и газа отдельных залежей и местоскопления в целом. На основании геологических, промыслово-геофизических, геохимических, гидродинамических и других видов исследований определяют размеры и тип [c.121]

Система размещения скважин при разведке залежей обозначает порядок размешения минимального количества разведочных скважин в целях получения исходных параметров для оценки запасов открытых залежей нефти и газа и подготовке их к разработке. [c.129]

Для каждого нефтегазового объекта составляют проект разработки, учитывающий геологические особенности продуктивного пласта, параметры залежей, включая запасы УВ, а также технические возможности и экономические показатели (предполагаемые затраты на разработку). В проект включают систему размещения скважин на продуктивной площади и очередность ввода скважин в бурение и эксплуатацию, определяют способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин, величины отборов нефти и газа по годам эксплуатации. [c.212]

Современные представления о генезисе углеводородов на нашей планете позволяют утверждать, что залежи природного газа и нефти сформировались в водонасыщенных пластах при вытеснении воды из пористых пластов-коллекторов. Генерируемые газы или нефть в земной коре постоянно контактируют с норовой водой и насыщаются ее парами. Содержание их определяется составом газа, минерализацией воды, давлением, температурой и параметрами пористой среды пласта. [c.10]

II Целью диссертационной работы А.И. Ермолаева Системный анализ и модели формирования вариантов разработки группы залежей нефти и газа является создание вычислительного аппарата, позволяющего осуществить синтез процедур рационального размещения технологий разработки по взаимосвязанным залежам и процедур оптимизации технологических параметров для каждой залежи. [c.41]

В данной работе изучалась возможность оценки типа углеводородных залежей по составу пластового газа для месторождений, имеющих газовые и жидкие фазы, а по параметрам пластовой смеси (точнее, растворенного в нефти газа) — для месторождений легкой и средней (по плотности) нефти. При этом учитывались результаты более ранних исследований. [c.80]

Теоретические основы и промыслово-лабораторные методы определения термодинамических параметров нефтяных и газовых пластов и насыш,аюш,их их флюидов освещены в монографии автора Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи (М., изд-во Недра , 1970). Таким образом, можно считать, что данная книга является логическим продолжением упомянутой и дополнением к ней. [c.6]

Вряд ли необходимо доказывать, какую неоценимую помощь могут оказать эти обобщенные зависимости (диаграммы /Ср—Т, р) для проектирования, контроля и анализа разработки нефтегазовых залежей. Между тем приходится, к сожалению, констатировать тот факт, что эти обобщенные зависимости по величинам Кр чаще всего не характеризуют термодинамическое состояние потока нефти и газа в залежи. Иначе говоря, набор величин /Ср, собранный в графиках, на диаграммах и в таблицах при различных значениях давления и температуры для какой-либо конкретной газонефтяной системы, логически не связан с другими важнейшими параметрами системы, характеризующими термодинамическое состояние (ср, А, г, 5, АС). Значения Кр, представленные в литературе, при различных величинах Тир для какого-либо конкретного состава углеводородов или газонефтяного пласта, даются в отрыве от остальных (а они указываются) важнейших термодинамических [c.92]

При решении этих задач необходимо учитывать многие факторы, оказывающие влияние на выбор оптимальных технологических схем, их параметров и определение конструктивных размеров проектируемых аппаратов и коммуникаций. При этом имеет весьма существенное значение то обстоятельство, что в естественных пластовых условиях все нефти содержат в растворенном состоянии легкие компоненты, причем относительные количества и компонентный состав этих растворенных газов могут изменяться в весьма широких пределах в зависимости от специфических условий формирования различных залежей. По мере извлечения нефти из цедр и ее последующего движения по трубопроводам и другим промысловым сооружениям с изменением скорости движения, давления и температуры из нее выделяются наиболее легкие компоненты и попутные нефтяные газы. [c.45]

Возможности накопления и сохранения нефти и газа в виде залежей могут быть весьма различными в двух даже смежных районах, поскольку они зависят от условий, направленности и интенсивности миграции нефти и газа. Эти параметры миграции могут резко различаться на разных площадях и их заранее трудно оценить. [c.164]

В настоящем справочнике систематизированы данные по условиям залегания, параметрам нефти при пластовых условиях, сооставам растворенного в нефтях газа и некоторым параметрам разгазированной нефти в основном для залежей IV класса и для небольшого числа зале жей III и V классов. [c.16]

Анализ данных исследования состава растворенного в нефти газа в 910 залежах показывает, что в 21% залежей, наиболее часто встречающихся в природе, содержание суммы углеводородных газов составляет 40—50%. Наиболее вероятная средневзвешенная величина этого параметра для среднегипотетической залежи будет 41,6%. Для 50% залежей сумма углеводородных газов колеблется от 26,1 до 54,9%-Помимо углеводородных газов в пластовой нефти растворено и некоторое количество других газов, и в частности азота. Известно, что азот плохо растворяется в нефтях, поэтому наличие его даже в небольших количествах резко увеличивает давление насыщения. Из систематизированных данных анализов газа, выделившегося из нефти, по 921 залежам с определением содержания в нем азота в сумме с редкими газами вытекает (рис. 10), что почти для 70% залежей в составе газа содержится не более 15% азота, а для 40% его содержание не превышает 5%- Расчет показывает, что в нефти среднегипотетической залежи в газе, растворенном в нефти при пластовых условиях, будет содержаться около 8% азота. Средневзвешенная величина содержания азота в газе для 20% залежей будет изменяться от 5,0 до 10,3% и соответственно для 50% залежей — от 3,2 до 16,4%- [c.24]

Во многих районах исследователи отмечают следующее при наличии газовой шапки в некоторых залежах давление насыщения несколько ниже первоначального пластового давления, что не увязывается с теорией фазового равновесия системы жидкость — газ. В отдельных случаях это объясняется литологической разобщенностью газовой и нефтяной частей залежи, в других, как показано на примере месторождения Колендо,—изменением свойств нефти от газонефтяного к водонефтяному контакту. При расчете средних параметров пластовой нефти по таким залежам давление насыщения оказывается отличным от пластового. [c.33]

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных коллекторах черепетского горизонта турнейского яруса, где обнаружена нефтегазовая залежь. В черепетском горизонте выделяются три пласта А, Б и В. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к пластам А и В. Для пласта А характерны широко развитая треш,иноватость и ка-вернозность. Пористость известняков пластов А и В в среднем равна 15,7%, проницаемость весьма низкая. Залежь нефти находится в условиях относительно низких пластовых давлений и температур. Значения всех основных физических параметров несколько ниже, чем для средней нефти. В большей степени это относится к вязкости нефти. [c.322]

Залежи нефти VII горизонта находятся в условиях относительно невысокого пластового давления и умеренной температуры. Значения параметров данной нефти ниже соответствующих значений для средней нефти. Лищь коэффициент растворимости газа в нефти заметно (почти в 2 раза) выше среднего. [c.503]

Залежи нефти находятся в условиях пониженных (I, II, Г, Д) и умеренных (16, IV, VIII) пластовых давлений и температур. Давления насыщения во всех горизонтах равны пластовым. Нефти разных горизонтов заметно различаются по газосодержанию и вязкости. При этом не наблюдается какой-либо закономерности изменения этих параметров в зависимости от глубины залегания нефтяных горизонтов. Нефти всех горизонтов несущественно отличаются от средней нефти по плотности, коэффициентам усадки и растворимости газа. [c.578]

Категория А (достоверные). Разрабатьшаемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. При подсчете запасов категории А должно бьпъ достоверно изучено и определено множество параметров размеры и форма залежи положение тектонических нарушений и их амплитуды, закономерности изменения но площади и разрезу литологических особенностей продуктивного пласта (его вещественного состава, эффективной и нефтегазонасьпценной мощности, коллекторских свойств), начальные и текущие дебиты нефти и воды, начальные и текущие рабочие дебиты свободного газа и содержание в нем конденсата, качество нефти, газа, конденсата, воды и содержание в них сопутствующих компонентов, гидродинамическая связь отдельных продуктивных пластов и тектонических блоков, высотное положение контактов газ— нефть— вода, естественный режим работы залежи и т. д. [c.78]

На стадии поиска местоскоплений (залежей) основной целью является открытие скоплениГ1 УВ открытие местоскопления или выявление новых залежей в неизученной части разреза в пределах местоскоплений, находящихся в разведке. В комплекс задач, решаемых на данной стадии, входят выявление продуктивных пластов-коллекторов, перекрытых непроницаемыми слоями (покрышками) определение параметров пластов опробование и испытание продуктивных горизонтов и скважин получение промышленных притоков нефти и газа определение коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств флюидов (нефти, газа, конденсата, воды) оценка запасов УВ открытых залежей выбор объектов для проведения детализационных и оценочных работ. [c.109]

Более высокая степень изученности продуктивных площадей рассчитывается по категории запасов В. В эту категорию включают запасы залежи УВ (или её части), нефтегазоносность которой уста-ноштена на основании получения промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических уровнях. Все параметры залежи УВ изучены в достаточной степени, что позволяет приступить к составлению проекта разработки залежи. [c.121]

Профильная система размещения разведочных скважин является наиболее эффективной и применимой для всех типов и форм залежей нефти и газа. Расположение скважин по профилям позволяет при минимальном количестве скважин получать правильное представление о строении залежей УВ и обеспечить получение достоверных параметров залежи для подсчёта запасов нефти и газа. Наиболее эффективна разведка по профилям скважин, которые расположены вкрест поостиоания либо структурных ловушек, либо — пластов для литологических ловушек или в условиях значительной изменчивости литологии продуктивных пластов. [c.130]

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффею-ив-ная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщен-ность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. [c.42]

Анализ особенностей распределения гидрохимических, газовых и температурных параметров подземных вод позволяет в ряде случаев наметить в разрезе и по площади осадочных бассейнов зоны, благоприятные для сохранения залежей нефти и газа. Например, в направлении возрастания минерализации и содержания микрокомпонентов (брома, иода, бора, алюминия и др.), увеличения общей газонасыщенности вод, упругости газов, степени прогретости недр и т. д. нарастают перспективы нефтегазоносности. Характер распределения гидрогеологических показателей по площади развития водоносных комплексов позволяет проследить, насколько далеко от обрамления бассейнов распространяются области, промытые инфильтрационными водами, с неблагоприятными условиями для сохранности залежей нефти и газа. Здесь рассмотрены только главные общие гидрогеологические показатели перспектив нефтегазоносности, на самом деле их перечень этим не исчерпывается. [c.87]

Таким образом, наличие аномально высоких поровых давлений в нефтематеринских глинистых толщах и существование перепада давлений между нефтематеринскими породами и пластами-коллекторами имеют важное значение в реализации нефтематеринского потедашала пород и процессах, первичной миграции углеводородов. Этими параметрами в значительной мере определяется действие существующего в природе механизма, приводящего к концентрации рассеянных нефти и газа и образованию минимальных объемов непрерывной гомогеннсй фазы жидких и газообразных углеводородов, способных самостоятельно мигрировать в пористых средах и формировать залежи во встречающихся на путях их миграции ловушках. Перепадом давления между глинами и коллекторами и величинсй давления в коллекторах во многом шределяются состав и свойства образующих залежи жидких и газообразных углеводородов. [c.23]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология