Оценка начальных запасов нефти в пласте. Распределение пластового давления по глубине залежи, не затронутой разработкой. Характер распределения температуры по глубине залежи. Производительность нефтяных скважин, оценка коэффициента их продуктивности.
1. Основные требования, предъявляемые к подготовке месторождений к разработке Для каждого имеющего промышленное значение месторождения (залежи) по данным разведочного бурения, геологических, геофизических и лабораторных исследований, испытаний и исследований скважин в процессе разведки должны быть установлены: 1) литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и разрезу; 2) гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей; 3) общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтегазоносности; 4) тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов; 5) характеристики напряжения трещинообразования (модуль Юнга, коэффициент Пуассона); 6) характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.); 7) начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов; 8) значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов; 9) гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород); 10) физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки); 11) физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и начала застывания, температур насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы); 12) физико-химические свойства газа в пластовых и стандартных условиях (компонентный состав, содержание сероводорода, плотность по воздуху, сжимаемость); 13) физико-химические свойства конденсата (давление начала конденсации, усадка сырого конденсата, пластовые изотермы конденсации, зависимость выхода сырого и стабильного конденсата от давления, давление максимальной конденсации, потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, смол, серы); 14) физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав, примеси, рН); 15) дебиты нефти, газа, конденсата и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин; 16) смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды; 17) зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов; 18) средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей (для залежей с нефтями повышенной вязкости); 19) запасы нефти, нефтяного и природного газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов. 2. Объем нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях будет равен: (1) где F - площадь залежи, м2; hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; mот - коэффициент открытой пористости, д.е.; Sв - насыщенность остаточной водой, выражается в долях единиц объема порового пространства пласта. Поскольку произведение F•hэф представляет собой объем залежи Vзал, а произведение F•hэф•mот представляет собой объем порового пространства залежи Vпор, который может быть заполнен пластовыми флюидами, то выражение 1.1 можно также представить в следующем виде: (2) где Sн - насыщенность порового пространства нефтью, соответственно, также выражается в долях единиц объема порового пространства пласта. Этот поверхностный объем Vн.пов в стандартных условиях будет равен: (3) где Вн - объемный коэффициент пластовой нефти, численно равный: (4) где (Vпл)Р,Т - объем нефти в пластовых условиях при давлении Р и температуре Т, м3; Vпов - объем той же нефти после ее дегазации, при атмосферном давлении и температуре 20 єC, м3. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше чем в поверхностных, так как в недрах Земли, нефть залегает при пластовых давлениях и температурах с растворенным в ней газом, а при извлечении ее на дневную поверхность, где атмосферное давление и температура 20 єC, этот газ из нее выделяется. Площадь F и эффективную мощность hэф определяют в результате детального изуч
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
