Bazele geologice ale proiectării dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze. Cursuri de dezvoltare a câmpurilor petroliere

Proiectarea dezvoltării, procesul de dezvoltare este de natură în etape. Documentele de proiectare tehnologică sunt următoarele:

1. proiect de exploatare de probă a zăcămintelor, puțurilor.

2. Scheme tehnologice de dezvoltare pilot – industrială (pentru gaze – exploatare).

3. scheme de dezvoltare tehnologică.

4. proiecte de dezvoltare.

5. proiecte de dezvoltare rafinate (înainte de dezvoltare).

6. analiza dezvoltării.

Câmpurile de petrol și gaze sunt în curs de dezvoltare pe baza documentelor de mai sus. Condițiile și procedura de punere în dezvoltare a zăcămintelor sunt determinate de Regulile de Amenajare a zăcămintelor de petrol, gaze și gaze condensate.

Primul document de proiect în dezvoltarea zăcămintelor de hidrocarburi este un proiect de producție de probă (PE). Operațiunea de probă se realizează pentru obținerea datelor inițiale pentru întocmirea unei scheme tehnologice de dezvoltare pilot (pentru zăcăminte de petrol) și producție pilot (pentru zăcăminte de gaze). Sunt compilate pentru 10-15 ani. Aceștia fundamentează indicatorii tehnologici și tehnici și economici ai dezvoltării zăcământului.

După primirea unor informații suplimentare despre rezervor și rezervor, pe baza recalculării rezervelor, se întocmește un proiect de dezvoltare a lacului.

Proiectul fundamentează toți indicatorii de dezvoltare a zăcământului până la sfârșitul duratei de viață a câmpului.

Atunci când indicatorii efectivi de dezvoltare se abate semnificativ de cei de proiectare, se întocmește un proiect de dezvoltare actualizat.

În ultima etapă de dezvoltare a terenului se întocmește un proiect de pre-dezvoltare. Scopul său principal: fundamentarea măsurilor de creștere a recuperării petrolului.

Există 4 trepte (vezi Figura 40), iar în modul gaz, 3 trepte.

1. Dezvoltarea unui obiect (rezervor) se caracterizează printr-o creștere a producției de petrol, o creștere a numărului de puțuri și se termină când se ajunge la producția de petrol de proiectare.

2. Etapa principală se caracterizează printr-un nivel ridicat stabil al producției de petrol. Până la sfârșitul etapei se remarcă o creștere a tăierii de apă, în timp ce se extrag 40-60% din rezervele recuperabile.

3. O scădere bruscă a producției de petrol - numărul puțurilor de producție scade (din cauza inundațiilor lor), ratele de producție scad, iar cantitatea de apă produsă crește. La finalul etapei se extrag 80-90% din rezervele recuperabile.

4. Etapa finală se caracterizează prin debite scăzute ale sondei și tăiere mare de apă în puțuri și producție în general.

Orez. 40.

Controlul câmpului geologic asupra dezvoltării zăcămintelor de hidrocarburi

Scopul controlului: este necesar să se obțină o cantitate suficientă de informații pentru a lua o decizie cu privire la necesitatea reglementării dezvoltării.

Se disting următoarele metode de control:

1. Metode hidrodinamice - permit studierea productivității rezervorului și a altor parametri geologici și fizici folosind echipamente de adâncime.

2. Metode geofizice - vă permit să controlați poziția contactelor și natura saturației curente de fluid a formațiunii.

3. Metode fizico-chimice pentru controlul compoziției chimice și proprietăților fizice ale petrolului, gazelor și apei.

In procesul de monitorizare a dezvoltarii se obtin informatiile initiale pentru analiza dezvoltarii. Scopul principal al analizei este de a compara indicatorii de proiectare și de dezvoltare actuală. Analiza dezvoltării este efectuată de departamentele de producție de petrol și gaze (NGDU) și departamentele de producție de gaze (GPU). Depozitele mari și mijlocii sunt analizate o dată la 5 ani cu implicarea institutelor de cercetare (SRI). În același timp, se studiază modificarea în timp a următorilor indicatori:

Productie de ulei

Extragerea lichidului

Producția de gaze

Injectie apa si gaz

Stoc bine (pentru diverse scopuri)

Presiunea rezervorului

Poziția contactelor.

La efectuarea unei analize de dezvoltare se întocmesc următoarele documente grafice:

Harta de dezvoltare (harta producției cumulate) - se întocmește pe baza unei hărți structurale, care arată pozițiile contururilor de petrol și gaze, pozițiile sondelor de diferite categorii. Pentru fiecare sondă, se întocmește o diagramă circulară cu producția totală (cumulativă) de petrol, gaz și apă.

Harta stării actuale de dezvoltare (producția curentă) - sub formă de diagrame circulare, debitul curent al puțurilor este afișat de la data hărții. În caz contrar, este similar cu harta de dezvoltare.

Programul de dezvoltare - modificarea indicatorilor de dezvoltare în timp.

Programe de funcționare - dinamica principalilor indicatori ai dezvoltării unui puț individual.

Harta isobară - control asupra modificărilor de presiune din rezervor.

Harta tăierilor de apă - studiu al tăierii apei din rezervor și al mișcării OWC, compilat în izolinii a procentului de apă din fluidul produs.

Harta GOR - atunci când rezervorul funcționează în modul gaz dizolvat sau cu gaz. Ele vă permit să controlați procesul de dezvoltare. O creștere a GOR este observată în zonele cu o scădere bruscă a presiunii din rezervor.

Când sunt detectate abateri ale indicatorilor efectivi față de cei de proiectare, procesul de dezvoltare a rezervorului este reglementat.

O fântână este o mină cilindrică care funcționează fără acces uman și având un diametru care este de multe ori mai mic decât lungimea sa. Începutul puțului se numește cap de sondă, suprafața cilindrică se numește perete sau gaură de foraj, iar fundul se numește gaură de fund. Distanța de la capul sondei până la fund de-a lungul axei sondei determină lungimea sondei, iar de-a lungul proiecției axei pe verticală, adâncimea acesteia. Diametrul inițial maxim al uleiului și gaz puțurile de obicei nu depășesc 900 mm, iar finala este rareori mai mică de 165 mm.

Forarea puțurilor este un proces tehnologic complex de construcție a sondei foraj puțuri, constând din următoarele operațiuni principale:

Adâncirea puțurilor prin spargerea pietrelor cu un instrument de foraj;

Îndepărtarea butașilor din puț;

Carcasa găurii în timpul adâncirii sale cu șiruri de tubaj;

Efectuarea unui complex de lucrări geologice și geofizice pentru studiul rocilor și identificarea orizonturilor productive;

Coborâre până la adâncimea de proiectare și cimentarea ultimului șir (de producție).

Prin natura distrugerii rocilor, se disting metodele mecanice și nemecanice. foraj... Metodele mecanice includ metode rotative (rotativ, turbină, turbină cu reacție forajși foraj folosind un burghiu electric și motoare de fund), în care roca este distrusă ca urmare a unei scule de tăiere a rocii (burghie) presată pe fund și metode de percuție. Metodele de foraj nemecanice (termic, electric, exploziv, hidraulic etc.) nu au găsit încă o aplicație industrială largă.

La foraj pentru petrol și gaze, roca este distrusă de burghie, iar fundul puțurilor este de obicei curățat de tăieturi prin fluxuri de fluid de foraj care circulă continuu (nămol de foraj), mai rar fundul găurii este purjat cu un gaz gazos. agent de lucru.

Puțurile sunt forate vertical (abatere de până la 2 - 3 °). Dacă este necesar, se utilizează găurirea direcțională: direcțională, cluster, cu mai multe orificii, cu două țevi).

Sondele se adâncesc, distrugând gaura de fund pe întreaga zonă (fără carotare) sau partea periferică (cu carotare). În acest din urmă caz, în centrul puțului rămâne o coloană de rocă (miez), care este ridicată periodic la suprafață pentru a studia secțiunea de rocă trecută.

Sondele sunt forate onshore și offshore cu ajutorul platformelor de foraj.

Scopurile și scopul forajelor sunt diferite. Sondele de producție sunt amplasate într-un domeniu complet explorat și pregătit pentru dezvoltare. În categoria sondelor de producție sunt incluse nu numai puțurile cu care se produce petrol și gaze (puțuri de producție), ci și puțuri care permit organizarea eficientă a dezvoltării câmpului (puțuri de evaluare, injecție, observare).

Sondele de evaluare sunt concepute pentru a clarifica modul de funcționare a rezervorului și gradul de dezvoltare a secțiunilor de câmp, pentru a clarifica schema de dezvoltare a acestuia.

Puțurile de injecție sunt utilizate pentru a organiza injecția în buclă și în buclă de apă, gaz sau aer în rezervorul de producție pentru a menține presiunea rezervorului.

Sondele de observare sunt construite pentru monitorizarea sistematică a regimului de dezvoltare a câmpului.

Proiectarea sondei de producție este determinată de numărul de rânduri de tuburi care sunt introduse în puț și cimentate în timpul forajului pentru a plasa cu succes puțurile și echipamente fața ei.

Următoarele rânduri de țevi sunt coborâte în puț:

2. Conductor - pentru fixarea intervalelor superioare instabile ale secțiunii, izolarea orizontului cu apa subterană, instalarea la gura unei explozii echipamente.

3. Coarda intermediară (una sau mai multe) - pentru a preveni posibilele complicații la găurirea la intervale mai adânci (la găurirea aceluiași tip de secțiune de roci puternice, sforul de tubaj poate fi absent).

4. Carcasa de producție - pentru a izola orizonturile și a extrage petrol și gaze din rezervor la suprafață. Operațional sfoara este echipata cu elemente ale sforii si carcasei (pachete, pantof, supapa de retinere, centralizator, inel de impingere etc.).

O structură de puț se numește o singură coloană dacă constă numai din operaționalășiruri, două șiruri - în prezența unui șir intermediar și de producție etc.

Capul sondei este echipat cu un cap de tubaj (șir de tubaj). Capul coloanei este proiectat pentru a separa spațiile inelare și a controla presiunea din acestea. Se instaleaza pe filet sau prin sudura pe un jig. Intermediar și operațională coloanele sunt suspendate pe pene sau un manșon.

Forajul în cluster este larg răspândit în câmpurile din Siberia de Vest. Foraj în cluster - construcția de grupuri de puțuri dintr-o bază comună a unei zone limitate, pe care se află instalația de foraj și echipamente... Este produs în absența unor locuri convenabile pentru instalațiile de foraj și pentru a reduce timpul și costul forajului. Distanța dintre capete de sondă este de cel puțin 3 m.

Energia rezervorului - o combinație a acelor tipuri de energie mecanică și termică de fluid (petrol, gaz și apă în roci, caracterizate prin fluiditate) și rocă, care poate fi utilizată practic în selecție uleiși gaz. Principalele sunt:

1. Energia capului apelor marginale ale zăcămintelor de petrol și gaz.

2. Energia de comprimare elastică a rocii și fluidului, inclusiv gaz eliberat în faza liberă din starea dizolvată cu scăderea presiunii.

3. O parte din energia gravitațională a straturilor supraiacente cheltuită pentru deformațiile plastice ale rezervorului cauzate de o scădere a presiunii rezervorului în rezervor ca urmare a retragerii fluidului din acesta.

4. Căldura fluidului transportată la suprafață în timpul funcționării puțurilor. În practică, nu toată energia de formare este semnificativă, ci doar acea parte a acesteia care poate fi utilizată cu suficientă eficiență în funcționarea puțurilor.

Dezvoltarea zăcămintelor minerale - un sistem de măsuri organizatorice și tehnice pentru minerit minerale din intestine. Dezvoltare a uleiși gaz depozitele se efectuează cu ajutorul forajelor. Al meu este uneori folosit productie de ulei(Yaregskoe ulei depozit, Republica Komi).

Introducere ................................................................... .. ................................................ .. ................................. 3

1. Bazele dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze ................................................... .... .......5

1.1. Distribuția hidrocarburilor după înălțimea rezervorului ................................................ ... 5

1.2. Conceptul contururilor capacității portante de ulei și al zonelor apă-ulei ale rezervorului ...................... 7

1.3. Moduri de dezvoltare a câmpului de petrol .................................................. .. .....opt

1.4. Tehnologii de stimulare a rezervorului de ulei ............................................. ..............unsprezece

1.5. Deplasarea uleiului din rezervoare de către diverși agenți ..................... 14

2. Debitometrie și măsurarea debitului ................................................... ... ................................................. 17

2.1. Barometrie ............................................................. .. ................................................ .. ..........19

2.2. Termometrie ............................................................. .. ................................................ .. ........douăzeci

3. Determinarea caracteristicilor operaționale ale formațiunilor productive ... ....................... 22

3.1. Determinarea debitului și a injectivității puțurilor ........................................ ...... ...... 22

3.2. Determinarea grosimii de lucru a rezervorului ................................................... ...... ...... 23

3.3. Determinarea indicelui de productivitate și a presiunii din rezervor ................ 24

4. Studiul stării tehnice a puțurilor ... ................................................ ..... ............................ 26

Bibliografie ............................................................... . ................................................. . ............... 27

Introducere

Dezvoltarea cu succes a zăcămintelor de petrol și gaze este determinată de alegerea sistemului de dezvoltare. În cursul dezvoltării, devine necesară monitorizarea și clarificarea stării zăcămintelor, ținând cont de noi informații despre structura geologică obținute în timpul forării și exploatării acestora. Eficiența ridicată a sistemelor de inundare a apei se datorează faptului că, cu ajutorul injecției de apă, presiunea rezervorului este crescută, drept urmare uleiul este stoars mai eficient din spațiul porilor către puțurile de producție. Principalul avantaj al unor astfel de sisteme este că inundarea cu apă crește rata producției de petrol din formațiune. Pe de altă parte, astfel de metode de menținere a presiunii lacului de acumulare prezintă un risc de inundare cu apă a formațiunilor productive. Poate apărea o situație când apa injectată „depășește” uleiul, deplasându-se prin zonele cele mai permeabile. În acest caz, o parte din uleiul din rezervor este izolată în așa-numiții „stâlpi”, care, la rândul lor, vor complica extracția acestuia. Este foarte important să poți regla procesele de inundare a apei. Metodele de control bazate pe modificări ale ratelor de injecție de apă și de extragere a uleiului necesită informații despre modificările curente din rezervor. Controlul inundațiilor este una dintre cele mai importante și mai dificile probleme în dezvoltarea câmpurilor petroliere. În prezent, peste 70% din petrol este produs din câmpuri care sunt exploatate cu menținerea presiunii din rezervor prin inundarea apei. Una dintre principalele probleme în dezvoltarea rațională a câmpurilor petroliere cu un regim natural elastic-apă-presiune, precum și cu utilizarea apei în buclă și în buclă, este controlul și reglarea progresului petrolului. contururi.

Scopul controlului geofizic este de a obține informații despre starea și schimbările care au loc în formațiunile productive în timpul funcționării acestora. În același timp, prin metode geofizice se înțelege toate metodele care au fost efectuate vreodată pe teritoriul câmpului. În prezent, controlul asupra dezvoltării sa dezvoltat într-o direcție separată, cu propria metodologie, metode și echipamente. Utilizarea acestor metode vă permite să rezolvați următoarele sarcini:

1. Determinați poziția și observați progresul OWC și GOC în procesul de deplasare a petrolului din rezervor;

2. Controlați mișcarea frontului de apă de injecție de-a lungul rezervorului;

3. Evaluați coeficienții de saturație curentă și finală a uleiului și de recuperare a uleiului;

4. Să studieze returul și injectivitatea (capacitatea formațiunii de a primi apa injectată) fântânilor;

5. Stabiliți starea fluidelor din sondă;

6. Identificați locurile în care apa pătrunde în fântână și curgerile încrucișate de ulei și apă în inel;

7. Evaluează starea tehnică a puțurilor de producție și injecție;

8. Să studieze modul de funcționare al echipamentului tehnologic al puțurilor de producție;

9. Să clarifice structura geologică și rezervele de petrol.

Până la sfârșitul anilor 40 ai secolului XX, OWC a fost studiat în principal în funcție de datele exploatării forestiere electrice. Acest lucru, desigur, și-a impus propriile limitări: studiile au fost efectuate numai în puțuri necascate, prin urmare, geologii au primit informații despre poziția inițială a OWC, conturul inițial al conținutului de petrol, saturația uleiului și intervalele de perforare. Mișcarea conturului interior al capacității de transport petrolier a putut fi urmărită doar prin apariția apei în puțurile de producție.

În anii 50 ai secolului XX, odată cu introducerea exploatării forestiere radioactive, a apărut o oportunitate reală de a crea metode de separare a rezervoarelor cu petrol și apă în puțuri cu carcasă. Cu toate acestea, rezultatele acestor metode sunt de încredere numai dacă se stabilește că apa nu pătrunde în puț din alte formațiuni din cauza defectării tubului sau a astupării puțului. La monitorizarea dezvoltării, principalul lucru este diferența dintre proprietățile neutronice ale apei de formare salină. Condițiile cele mai favorabile există în locurile cu salinitatea apei de formare mai mare de 100 g/l (straturile devoniene și carbonifere ale provinciei de petrol și gaze Volga-Ural ~ 300 g/l). Situația este mai gravă cu o mineralizare de 20-30 g/l (Siberia de Vest). În acest caz, ei recurg la utilizarea metodelor cu neutroni pulsați (PNNM), care cresc semnificativ sensibilitatea la proprietățile neutronice ale formațiunii. Alături de metodele staționare și de impuls, radio-, termometria, înregistrarea acustică, măsurarea debitului, precum și tehnici speciale de interpretare sunt utilizate pe scară largă în controlul dezvoltării.

Universitatea Tehnică de Stat din Astrakhan

Departamentul de Geologie a Petrolului și Gazelor

CURS DE PRELEGERE

dupa disciplina:

Fundamentele geologice ale dezvoltării zăcămintelor de petrol, gaze și gaze condensate

Introducere

Cursul de prelegere „Bazele geologice ale dezvoltării zăcămintelor de petrol, gaze și gaze condensate” constă din trei părți interdependente:

1.Fundamentele geologiei câmpurilor de petrol și gaze

2.Calculul rezervelor și estimarea resurselor de hidrocarburi

.Fundamentele geologice ale dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze.

Scopul principal al studierii acestei discipline este sprijinul geologic pentru dezvoltarea eficientă a petrolului și gazelor.

Prima parte arată că geologia petrolului și gazelor este o știință care studiază zăcămintele de petrol și gaze în stare statică și dinamică ca surse de materii prime de hidrocarburi.

Geologia câmpurilor de petrol și gaze ca știință și-a luat naștere la începutul secolului trecut (1900) și a trecut pe o cale lungă de dezvoltare. Această cale este subdivizată în mai multe etape, care diferă în gama de probleme de rezolvat, metode și mijloace de soluționare a acestora. Etapa modernă, care a început la sfârșitul anilor 40 ai secolului XX, se caracterizează prin utilizarea pe scară largă a metodelor de stimulare a formațiunilor productive în dezvoltarea zăcămintelor de petrol. Rezultatele studiilor de geologie a câmpurilor de petrol și gaze servesc ca bază geologică pentru proiectarea și reglementarea zăcămintelor de hidrocarburi. Geologia câmpului de petrol și gaze consideră zăcământul de petrol și gaze înainte de dezvoltare ca un sistem geologic static, constând din elemente interconectate:

un rezervor natural de o anumită formă cu un anumit volum gol;

fluide de formare;

conditii termobarice.

Rezervorul de hidrocarburi dezvoltat este considerat ca un sistem dinamic complex care își schimbă starea în timp.

A doua parte a manualului oferă definiții ale grupurilor și categoriilor de rezerve și resurse de petrol, gaze și condensat. Metodele de calcul a rezervelor și de estimare a resurselor de petrol, gaze condensate și componente asociate sunt luate în considerare în detaliu. Pentru a calcula rezervele de petrol și gaze, este necesar un studiu geologic cuprinzător al câmpului, cu care sunt asociate zăcămintele de petrol și gaze și cunoașterea particularităților condițiilor de apariție a acestora.

În a treia parte sunt prezentate conceptele de bază ale suportului de câmp geologic pentru dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze. Sunt luate în considerare sistemele de dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze multistrat și o instalație de producție separată, sunt prezentate și sistemele de dezvoltare a zăcămintelor de petrol cu ​​menținerea presiunii din rezervor, metode de control al câmpului geologic asupra dezvoltării zăcămintelor de hidrocarburi și metodele de îmbunătățire a recuperării petrolului sunt luate în considerare în detaliu.

Cursul se încheie cu tema: „Protecția subsolului și a mediului în timpul forajului puțurilor și a dezvoltării zăcămintelor de hidrocarburi”. Astfel, principalele sarcini ale acestei discipline sunt următoarele:

studiul detaliat al zăcămintelor de hidrocarburi

fundamentarea geologică a alegerii sistemelor de dezvoltare

controlul asupra dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze în vederea justificării și selectării măsurilor de gestionare a proceselor de dezvoltare

generalizarea experienţei în dezvoltarea zăcămintelor de petrol şi gaze

planificarea producerii de petrol, gaze, condens;

calculul rezervelor de petrol, gaze, condens și componente asociate;

protecţia subsolului şi a mediului în procesul de forare a puţurilor şi exploatare a zăcămintelor de hidrocarburi.

Fiecare zăcământ de petrol, gaze și condens este pus în dezvoltare în conformitate cu un document de proiect întocmit de o organizație de cercetare specializată și care prevede sistemul de dezvoltare cel mai rațional pentru un anumit domeniu din punct de vedere național.

Dezvoltarea unui zăcământ de petrol (gaz) este un complex de lucrări efectuate pentru controlul procesului de deplasare a fluidelor de formare prin formare până la fundul puțurilor de producție. Dezvoltarea unui rezervor de petrol (gaz) include următoarele elemente:

Ø numărul puțurilor din rezervor;

Ø amplasarea puțurilor pe zăcăminte;

Ø ordinea (secvența) punerii în funcțiune a puțurilor;

Ø modul de funcționare puț;

Ø bilanțul energetic al rezervorului;

Sistemul de dezvoltare a rezervorului de petrol (gaze) este forarea rezervorului cu puțuri de producție după o anumită schemă și un plan adoptat, luând în considerare măsurile de influențare a rezervorului. Sistemul de dezvoltare se numește rațional atunci când, cu utilizarea cât mai completă a energiei de zăcământ și aplicarea măsurilor de stimulare a zăcământului, asigură extragerea maximă a petrolului și gazelor din subsol în cel mai scurt timp posibil la costuri minime, ținând cont condiţiile geologice şi economice specifice regiunii.

Dezvoltarea industriei de petrol și gaze în Rusia are mai mult de un secol de istorie. Până la mijlocul anilor '40 ai secolului al XIX-lea, dezvoltarea câmpurilor petroliere s-a realizat doar folosind energia naturală a zăcămintelor. Acest lucru s-a datorat nivelului insuficient de ridicat al tehnologiei și tehnologiei de dezvoltare, precum și lipsei unor premise obiective pentru o schimbare radicală a acestei abordări a dezvoltării.

De la mijlocul anilor 1940, ca urmare a descoperirii de noi regiuni de petrol și gaze, dezvoltarea industriei petroliere a fost asociată cu dezvoltarea zăcămintelor de tip platformă cu suprafețe mari de petrol, o adâncime semnificativă de apariție a producției. strate și un regim natural ineficient - presiune elastică, care se transformă rapid într-un regim de gaze dizolvate. Oamenii de știință și lucrătorii ruși în producție au fundamentat în scurt timp teoretic și au demonstrat în practică necesitatea și posibilitatea utilizării unor sisteme de dezvoltare fundamental noi cu introducerea artificială a energiei suplimentare în rezervoarele productive de petrol prin injectarea de apă în ele.

Următorul pas în progresul științific și tehnologic a fost căutarea unor procese care să crească și mai mult eficiența dezvoltării zăcămintelor de petrol. În ultimii ani, gândirea științifică și inginerească a lucrat la crearea unor metode de creștere a eficienței inundațiilor cu apă. Simultan, sunt căutate noi metode de impact asupra zăcămintelor de petrol, care se bazează pe procese fizico-chimice fundamental noi de deplasare a petrolului din rocile zăcământului, care sunt supuse testării, testării industriale și implementării.

Dezvoltarea zăcămintelor de gaze, ținând cont de eficiența ridicată a regimurilor lor naturale, se realizează în continuare folosind energie naturală fără impact artificial asupra formării.

În perioada recentă, zăcămintele de gaz condensat au jucat un rol important în echilibrul zăcămintelor de hidrocarburi.

Și aici una dintre sarcinile cele mai urgente este căutarea unor metode viabile din punct de vedere economic pentru dezvoltarea câmpurilor de condensat de gaz, prevenind pierderile de condens în rezervor.

Secțiunea 1: „Metode de studiere a structurii geologice a subsolului și a zăcămintelor de hidrocarburi din teren”

Capitolul 1. Observații și cercetări geologice în timpul forării puțurilor

Depozitele de HC sunt întotdeauna izolate de suprafața zilei și sunt situate la diferite adâncimi - de la câteva sute de metri la câțiva kilometri - 5,0-7,0 km.

Scopul principal al observațiilor geologice ale procesului de forare a sondei este de a studia structura geologică a zăcămintelor și orizonturile productive individuale și fluidele care saturează aceste orizonturi. Cu cât aceste informații sunt mai complete și mai calitative, cu atât proiectul de dezvoltare a terenului va fi mai bun.

Procesul de forare a puțului trebuie monitorizat îndeaproape. La finalizarea forării unui puț, geologul ar trebui să primească următoarele informații despre acesta:

secţiunea geologică a puţului, litologia lucrării finalizate;

poziție în secțiunea rocilor rezervor;

natura saturației rocilor rezervor, cu ce sunt saturate, cu ce fluid rezervor

starea tehnică a puțurilor (proiectarea sondei, distribuția presiunii, temperatura de-a lungul sondei)

Un control geologic deosebit de atent trebuie efectuat la forarea puțurilor de explorare, pe baza cărora se va baza forarea puțurilor de producție pentru petrol și gaze.

Metodele de studiere a secțiunilor puțurilor forate sunt împărțite în 2 grupuri:

1.metode directe

2.metode indirecte

Metodele directe ne permit să primim direct informații despre secțiunea parcursă a litologiei rocilor, compoziția materialului, poziția rezervoarelor și saturația acestora.

Metodele indirecte oferă informații despre secțiunea puțurilor prin semne indirecte, și anume prin relația dintre proprietățile lor fizice cu aceleași caracteristici ca și rezistența la trecerea curentului electric, magnetic, elastic.

Metodele directe se bazează pe învățare:

probe de rocă prelevate din sondă în timpul forajului (miez, tăieturi, suport lateral de sol)

prelevarea probelor de fluide în timpul prelevării asociate și staționare.

prelevarea de probe de fluid de formare în timpul testării în carcasa de producție

buștean de noroi

monitorizarea complicațiilor în timpul forajului (prăbușirea pereților găurii de foraj, pierderea noroiului de foraj, manifestarea fluidului de formare)

Metodele indirecte fac posibilă aprecierea compoziției materialelor secțiunii sondei, proprietățile rezervorului, natura saturației rocilor rezervorului cu fluidul rezervorului prin indicatori indirecti: radioactivitate naturală sau artificială, capacitatea rocii de a conduce curentul electric, proprietăți acustice, magnetice, termice.

Studiu de bază

Materialul de bază este informația de bază despre fântână.

Alegerea intervalului de carotare depinde de sarcinile geologice stabilite.

La câmpuri noi, încă slab studiate, la forarea primelor sonde, se recomandă efectuarea prelevarii continue de carote în legătură cu complexele de studii geofizice. Pentru câmpurile în care partea superioară a secțiunii a fost studiată, iar partea inferioară este încă de investigat, în intervalul studiat, carotele trebuie prelevate numai la contactele formațiunilor, iar în intervalul neexplorat, carotarea continuă trebuie să fie efectuată. să fie efectuat (vezi Fig. 1)

În puțurile de producție, nu sunt prelevate carote și toate observațiile se bazează pe informații de înregistrare și observații ale procesului de foraj. În acest caz, nucleul este luat în orizontul productiv pentru studiul său detaliat.

La examinarea miezului, este necesar să obțineți următoarele informații despre fântână:

semne de petrol și gaze

compoziţia materială a rocii şi apartenenţa lor stratigrafică

proprietățile de rezervor ale rocilor

caracteristicile structurale ale rocilor si conditiile posibile ale aparitiei lor

Probele de roci, care sunt trimise la laborator pentru a studia conținutul de HC, sunt ceruite (învelite în tifon și scufundate de mai multe ori în parafină topită, lăsând de fiecare dată să se întărească parafina înmuiată în tifon). Apoi probele ceruite sunt plasate în cutii metalice cu capace plate. Probele sunt transferate cu bumbac sau hârtie moale și trimise la laborator pentru cercetare. Restul probei de miez este dus la depozitul de miez.

Semnele de petrol și gaze în miezuri ar trebui studiate preliminar pe platforma cu probe proaspete și fracturi și apoi mai detaliat în laboratorul de management de teren.

Fig. 1 - a - foraj fara carotare; b - foraj cu carotare

Intervalele de carotare sunt determinate de scopul forajului si de gradul de studiu al sectiunii. Toate sondele de adâncime sunt împărțite în 5 categorii: - de referință, parametrice, de explorare, explorare, producție.

Se forează puțuri de referință pentru a studia structura geologică generală în noi zone neexplorate prin forajul adânc. Carotajarea se efectuează uniform în toată sonda. În acest caz, carotarea este alcătuită din 50 până la 100% din adâncimea totală a sondei.

Sondele parametrice sunt forate pentru a studia structura geologică și potențialul de petrol și gaze a noilor teritorii, precum și pentru a lega materialele geologice și geofizice. Caroarea este de cel puțin 20% din adâncimea totală a sondei.

Sunt forate sonde de explorare pentru a căuta zăcăminte de petrol și gaze. Eșantionarea nucleului se efectuează aici în intervalele de apariție a orizonturilor productive și a contactelor diferitelor unități stratigrafice. Cu carotare, nu se forează mai mult de 10-12% din adâncimea sondei.

Sondele de explorare sunt forate în zone cu conținut stabilit de petrol și gaze pentru a pregăti rezervorul pentru dezvoltare. Miezul este prelevat numai în intervale de orizonturi productive în intervalul 6-8% din adâncimea sondei.

Sunt forate sonde de producție pentru a dezvolta zăcăminte de petrol și gaze. Kern, de regulă, nu este eșantionat. Cu toate acestea, în unele cazuri, carotarea este practicată în 10% din puțurile uniform distanțate de-a lungul zonei pentru a studia formația productivă.

Intervalele de carotare sunt realizate cu biți speciali - biți de miez, care în centrul burghiei lasă rocă neforată, numită miez, și o ridică la suprafață. Partea forată a rocii se numește tăieturi, care sunt transportate la suprafață de un flux de noroi de foraj în timpul procesului de foraj.

Prelevarea de probe de roci folosind suporturi laterale de sol

Această metodă este utilizată atunci când intervalul planificat nu a reușit să ia un nucleu. În plus, chiar și atunci când, conform rezultatelor studiilor geofizice după finalizarea forajului, au fost identificate orizonturi de interes din punct de vedere al conținutului de petrol și gaze, dar acest interval nu a fost iluminat prin miez. Se prelevează o probă de rocă din peretele găurii cu ajutorul unui defrișător lateral. În prezent, sunt utilizate 2 tipuri de despărțiri:

1.împușcarea colțurilor laterale

2.groase laterale plictisitoare

Principiul de funcționare al coșului de tragere: o ghirlandă de cartușe coboară pe țevi în raport cu intervalul de interes pentru noi. Când are loc o explozie, căptușelile se taie în pereții găurii de foraj. Când ridicați unealta, manșoanele de pe lesele de oțel cu roca capturată din peretele forajului se ridică în sus.

Dezavantajele acestei metode:

primim piatră zdrobită

mostra mica

atacantul nu pătrunde în roca tare

piatra liberă se revarsă afară

Grousers laterale de foraj - imitație de găurire orizontală, obținem mostre de volum mic.

Colectarea nămolului

În procesul de foraj, bucățile distrug roca, iar fragmentele de rocă sunt duse la suprafață de un jet de fluid de foraj. Aceste resturi, particule de rocă se numesc nămol. La suprafață, acestea sunt selectate, spălate din fluidul de foraj și atent studiate, adică. determina compozitia materiala a acestor resturi. Rezultatele cercetării sunt reprezentate grafic în funcție de adâncimea butașilor. O astfel de diagramă se numește diagramă de tăieturi (vezi Fig. 2) În timpul procesului de foraj, tăieturile sunt prelevate din toate categoriile de puțuri.

Orez. 2 Slimer

Metode de cercetare geofizică a puțurilorsunt studiate independent atunci când studiază un curs GIS.

Metode de cercetare geochimică

Înregistrarea gazelor

În procesul de forare a puțurilor, fluidul de foraj se spală peste formațiunea productivă. Particulele de petrol și gaze intră în soluție și sunt transportate împreună cu aceasta la suprafață, unde fluidul de foraj este degazat cu un prelevator special, se studiază conținutul de hidrocarburi ușoare și conținutul total de gaze de hidrocarburi. Rezultatele cercetării sunt reprezentate pe un jurnal special de noroi (vezi Fig. 3).

Fig. 3 Jurnal de noroi

Dacă prezența unei formațiuni productive este stabilită în timpul procesului de foraj, atunci proba de gaz este examinată folosind un cromatograf pentru conținutul componentelor individuale direct în gaura de foraj.

Înregistrare mecanică

Se studiază viteza de penetrare, se înregistrează timpul petrecut la foraj 1m și se aplică rezultatele unui formular special (vezi Fig. 4).

Orez. 4. Gol de înregistrare mecanică

Subler

Masurarea etrierului -determinarea continuă a diametrului găurii cu ajutorul unui șubler.

În timpul forajului, diametrul găurii de foraj diferă de diametrul bitului și variază în funcție de tipul litologic de roci. De exemplu, în intervalul de apariție a rocilor nisipoase permeabile, are loc o îngustare, o scădere a diametrului puțului, ca urmare a formării unei turte de noroi pe pereții puțului. În intervalul de apariție a rocilor argiloase, dimpotrivă, are loc o creștere a diametrului găurii de foraj față de diametrul burghiei ca urmare a saturării rocilor argiloase cu filtrat de noroi de foraj și a prăbușirii în continuare a pereților găurii de foraj. (vezi Fig. 5). În intervalul de apariție a rocilor carbonatice, diametrul găurii corespunde diametrului bitului.

Orez. 5. Cresterea si scaderea diametrului sondei in functie de litologia rocilor

Observarea parametrilor indicațiilor de nămol de foraj, petrol și apă gazoasă

În procesul de forare a unui puț, pot apărea următoarele complicații:

prăbușirea pereților puțurilor, ceea ce duce la lipirea instrumentului de foraj;

absorbția noroiului de foraj, până la retragerea lui catastrofală - la deschiderea zonelor de falii rupte;

diluarea fluidului de foraj, o scădere a densității acestuia, care poate duce la eliberarea de petrol sau gaz.

Testarea asociată și staționară a unei formațiuni productive

Distingeți între eșantionarea trecătoare și staționară a unei formațiuni productive.

Eșantionarea asociată a unei formațiuni productive constă în prelevarea de mostre de petrol, gaze și apă din formațiunile productive în timpul forajului cu ajutorul instrumentelor speciale:

tester de formare a firelor OPK

tester de formare pe țevi de foraj - KII (set de instrumente de testare)

Eșantionarea staționară se efectuează la sfârșitul forării puțului.

În urma testării rezervorului, se obțin următoarele informații:

Natura fluidului de formare;

Informații despre presiunea rezervorului;

Poziția VNK, GVK, GNK;

Informații despre permeabilitatea rocii - rezervor.

Documentație de proiectare pentru construcția puțurilor

Documentul principal pentru construirea puțurilor este un ordin geologic și tehnic. Este format din 3 părți:

partea geologică

partea tehnica

Secțiunea geologică conține următoarele informații despre fântână:

secțiunea de proiectare a puțurilor

vârsta rocilor, adâncimea de apariție, unghiurile de incidență, rezistența

intervale de complicații posibile, intervale de carotare.

Partea tehnica contine:

modul de forare (WOB, capacitatea pompei de noroi, viteza rotorului)

adâncimea de coborâre a stâlpilor și numărul acestora, diametrul

înălțimea de ridicare a cimentului în spatele coloanei etc.

Capitolul 2 Metode de prelucrare geologică a materialelor de foraj puț și studiul structurii geologice a câmpului

Prelucrarea geologică a materialelor de foraj de sondă face posibilă construirea unui profil de câmp și a hărților structurale de-a lungul vârfului unei formațiuni productive, permițând obținerea unei imagini complete a structurii câmpului. Pentru un studiu detaliat al tuturor problemelor structurii câmpului, este necesar să se efectueze o corelație amănunțită (compararea secțiunilor puțurilor).

Corelarea secțiunilor puțurilor constă în identificarea straturilor de susținere și determinarea adâncimii de apariție a acestora în vederea stabilirii succesiunii de apariție a rocilor, identificarea straturilor cu același nume pentru a urmări modificările grosimii și compoziției litologice ale acestora. În domeniul petrolului, există o corelație generală între secțiunile sondei și zonale (detaliate). Cu o corelație generală, secțiunile puțurilor în ansamblu sunt comparate de la capul sondei până la fundul gaurii de-a lungul unuia sau mai multor orizonturi (puncte de referință) Vezi Figura 6.

Corelația detaliată (zonală) este efectuată pentru un studiu detaliat al straturilor și unităților individuale.

Rezultatele corelației sunt prezentate sub forma unei diagrame de corelație. Un reper (orizont de marcare) este o formațiune în secțiunea unui puț, care diferă brusc în caracteristicile sale (compoziția materialului, radioactivitate, proprietăți electrice etc.) de straturile de deasupra și de dedesubt. El trebuie:

ușor să fii în secțiunea puțurilor;

să fie prezent în secțiunea tuturor puțurilor;

au o valoare mică, dar constantă.

Orez. 6. Suprafata de referinta

În cazul corelării zonale se ia ca suprafață de referință vârful formațiunii productive. Dacă este încețoșată - talpa. Dacă este și erodat, atunci este selectat orice strat susținut în zonă, un strat intermediar în cadrul formațiunii.

Întocmirea secțiunilor de teren - tipic, mediu-normal, rezumat

La efectuarea unei corelații generale, obținem informații despre așternutul rocilor și grosimea acestora. Aceste informații sunt necesare pentru a construi o secțiune a câmpului. Această secțiune arată caracteristicile medii ale rocilor, vârsta și grosimea lor.

Dacă se utilizează grosimea verticală a straturilor, secțiunea se numește secțiune tipică. Astfel de secțiuni se realizează în zone comerciale. Pe zonele de explorare se întocmesc secțiuni normale medii, unde se folosesc grosimi reale (normale) de rezervor.

În cazul în care secțiunea câmpului se modifică semnificativ în zonă, se construiesc secțiuni rezumative. La compilarea unei coloane litologice pe o secțiune rezumată, se utilizează grosimea maximă a fiecărui strat, iar în coloana „grosime” sunt date valorile maxime și minime ale acesteia.

Întocmirea unei secțiuni de profil geologic al câmpului

Secțiune de profil geologic - o reprezentare grafică a structurii subsolului de-a lungul unei anumite linii în proiecție pe un plan vertical. În funcție de poziția pe structură, se disting tăieturi de profil (1-1), transversale (2-4) și diagonale (5-5).

Există anumite reguli pentru orientarea liniei de profil în desen. În dreapta este nord, est, nord-est, sud-est.

Stânga - sud, vest, sud-vest, nord-vest.

Pentru a construi o secțiune de profil a câmpului, cele mai frecvent utilizate scale sunt 1: 5000, 1: 10000, 1: 25000, 1: 50.000, 1: 100.000.

Pentru a evita denaturarea unghiurilor de incidență ale rocilor, scările verticale și orizontale sunt considerate ca fiind aceleași. Dar pentru claritate, scalele verticale și orizontale sunt considerate diferite. De exemplu, scara verticală este 1: 1000, iar scara orizontală este 1: 10000.

Dacă puțurile sunt curbate, mai întâi construim proiecții orizontale și verticale ale sondelor curbate, aplicăm proiecții verticale pe desen și construim un profil.

Secvența de construire a unei secțiuni de profil a câmpului

Se trasează linia nivelului mării - 0-0 și pe ea amânăm poziția puțului. Poziția primului puț este aleasă aleatoriu. Prin punctele obţinute trasăm linii verticale pe care trasăm altitudinile puţurilor de sondă pe scara profilului. Conectăm capurile de puț cu o linie netedă - obținem terenul.

Orez. 9. Secțiunea de profil a câmpului

Construim sonde de sondă de la capul sondei până la fund. Transferăm proiecțiile trunchiurilor curbate pe desen. De-a lungul sondei, așezăm adâncimile orizonturilor stratigrafice, elementele apariției, adâncimea faliilor, care sunt date în primul rând.

Construirea unei hărți structurale

O hartă structurală este un desen geologic care afișează în orizontală topografia subterană a acoperișului sau a fundului oricărui orizont, spre deosebire de o hartă topografică, care arată relieful suprafeței Pământului în orizontale, în structura căreia orizonturi diferite. vârste pot participa.

Harta structurală oferă o idee clară a structurii subsolului, oferă proiectarea precisă a puțurilor de producție și explorare, facilitează studiul zăcămintelor de petrol și gaze, distribuția presiunilor de rezervor pe zona zăcământului. Un exemplu de construire a unei hărți structurale este prezentat în Figura 10.

Orez. 10. Un exemplu de construire a unei hărți structurale

La construirea unei hărți structurale, nivelul mării este de obicei luat ca plan de referință, din care se numără contururile (izohipsele) reliefului subteran.

Marcajele sub nivelul mării sunt luate cu semnul minus, deasupra cu semnul plus.

Se numesc intervale egale ca înălțime între izohipse secțiune transversală a izogipsului.

În practica de teren, se folosesc de obicei următoarele metode de construire a hărților structurale:

calea triunghiurilor este pentru structurile netulburate.

metoda profilului - pentru structuri grav perturbate.

combinate.

Construirea unei hărți structurale prin metoda triunghiurilor constă în faptul că puțurile sunt conectate prin linii, formând un sistem de triunghiuri, de preferință echilaterale. Apoi, se efectuează interpolarea între punctele de penetrare a formațiunii. Conectăm mărcile cu același nume - obținem o hartă structurală.

Cota absolută a punctului de penetrare a rezervorului este determinată de formula:

+ A.O. = + Al-,

A.O.-cota absolută a punctului de penetrare a rezervorului este distanța verticală de la nivelul mării până la punctul de penetrare a rezervorului, m.

Al- altitudinea capului de sondă - distanța verticală de la nivelul mării la capul de sondă, m.

l- adâncimea deschiderii formațiunii - distanța de la capul sondei până la punctul de deschidere a formațiunii, m.

ΣΔ l- corectie pentru curbura sondelor, m.

Figura 11 prezintă diferite opțiuni pentru deschiderea formațiunii:

Orez. 11. Diverse opțiuni pentru deschiderea formației

Condițiile de apariție a petrolului, gazelor și apei în subsol

Pentru a implementa un sistem rațional pentru dezvoltarea și organizarea funcționării eficiente a formațiunilor purtătoare de petrol și gaze, este necesar să se cunoască proprietățile lor fizice și de rezervor, proprietățile fizico-chimice ale fluidelor de formare conținute în acestea, condițiile de distribuție a acestora în formațiune. , și caracteristicile hidrogeologice ale formațiunii.

Proprietățile fizice ale rocilor - rezervoare

Formațiunile productive ale câmpurilor petroliere care conțin hidrocarburi se caracterizează prin următoarele proprietăți principale:

porozitate;

permeabilitate;

saturarea rocilor cu petrol, gaze, apă în diferite condiții de apariție a acestora;

compoziție granulometrică;

proprietățile suprafeței moleculare atunci când interacționează cu petrol, gaz, apă.

Porozitate

Porozitatea unei roci este înțeleasă ca prezența unor goluri (pori, caverne, crăpături) în ea. Porozitatea determină capacitatea rocii de a conține fluidul de formare.

Porozitatea este raportul dintre volumul porilor probei și volumul acesteia, exprimat ca procent.

n = VNS/ VO *100%

Cantitativ, porozitatea este caracterizată de coeficientul de porozitate - raportul dintre volumul porilor probei și volumul probei în fracțiuni de unitate.

kNS= VNS/ VO

Roci diferite au valori diferite de porozitate, de exemplu:

șist argilos - 0,54 - 1,4%

argile - 6,0 - 50%

nisipuri - 6,0 - 52%

gresii - 3,5 - 29%

calcar, dolomit - 0,65 - 33%

În practica de teren, se disting următoarele tipuri de porozitate:

total (absolut, fizic, total) este diferența dintre volumul probei și volumul boabelor sale constitutive.

deschis (porozitate de saturație) - volumul tuturor porilor și fisurilor interconectate, în care pătrunde lichidul sau gazul;

eficient - volumul porilor saturati cu petrol sau gaz minus conținutul de apă legată în pori;

Factorul de eficiență al porozității este produsul factorului de porozitate deschisă cu factorul de saturație al petrolului și al gazelor.

Rocile carbonatice sunt productive cu o porozitate de 6-10% sau mai mare.

Porozitatea rocilor nisipoase variază de la 3 la 40%, în principal 16-25%.

Porozitatea este determinată prin analiza de laborator a probelor sau prin rezultatele GIS.

Permeabilitatea rocii

Permeabilitatea rocii [La]- capacitatea sa de a trece fluidul de formare.

Unele roci, cum ar fi argilele, au porozitate mare, dar permeabilitate scăzută. Alte calcare, dimpotrivă, au porozitate scăzută, dar permeabilitate ridicată.

În practica câmpurilor petroliere, se disting următoarele tipuri de permeabilitate:

absolut;

eficient (faza);

relativ;

Permeabilitatea absolută este permeabilitatea unui mediu poros atunci când o fază (petrol, gaz sau apă) se deplasează în el. Permeabilitatea absolută este considerată a fi permeabilitatea rocilor, determinată de gaz (azot) - după extracția și uscarea rocii la greutate constantă. Permeabilitatea absolută caracterizează natura mediului însuși.

Permeabilitatea de fază (efectivă) este permeabilitatea rocii pentru un fluid dat în prezența și mișcarea sistemelor multifazice în pori.

Permeabilitatea relativă este raportul dintre permeabilitatea fază și permeabilitatea absolută.

Când se studiază permeabilitatea rocilor, se utilizează formula legii de filtrare liniară Darcy, conform căreia rata de filtrare a unui fluid într-un mediu poros este proporțională cu căderea de presiune și invers proporțională cu vâscozitatea fluidului.

V = Q / F =kΔP/ μL ,

Q- debitul volumetric al fluidului prin rocă timp de 1 sec. - m 3

V- viteza de filtrare liniară - m/s

μ - vâscozitatea dinamică a lichidului, n s/m2

F- zona de filtrare - m2

ΔP- căderea de presiune pe lungimea probei L, MPa

k- coeficientul de proporționalitate (coeficientul de permeabilitate), este determinat de formula:

K = QML /FΔP

Unitățile de măsură sunt următoarele:

[L] -m [F] -m2 [Q] -m3 / s [P] -n / m2 [ μ ] -ns / m2

Pentru toate valorile coeficienților egale cu unu, dimensiunea k este m2

Sensul fizic al dimensiunii kaceasta este zona. Permeabilitatea caracterizează dimensiunea ariei secțiunii transversale a canalelor mediului poros prin care este filtrat fluidul de formare.

În teren, o unitate practică este utilizată pentru a evalua permeabilitatea - darcy- care la 10 12ori mai putin decat k = 1 m2 .

Pe unitate in 1dluați permeabilitatea unui astfel de mediu poros, atunci când filtrați printr-o probă din care zona 1 cm2 lungimea 1 cmla presiune diferentiala 1 kg/cm2 curgerea fluidului de vascozitate 1cP(centi poise) este 1 cm3 /cu... Magnitudinea 0,001 d- sunat milidarcie.

Rezervoarele de petrol și gaze au o permeabilitate de ordinul 10-20 md până la 200 md.

Orez. 12. Permeabilitatea relativă a apei și kerosenului

Din fig. 12, se poate observa că permeabilitatea relativă pentru kerosen bucătar- scade rapid odată cu creșterea saturației cu apă a formațiunii. La atingerea saturației cu apă Kv- până la 50% coeficient de permeabilitate relativă pentru kerosen bucătarscade la 25%. La crestere Kvpână la 80%, bucătarscade la 0 si apa pura este filtrata prin mediul poros. Modificarea permeabilității relative la apă are loc în sens invers.

Condiții de apariție a petrolului, gazelor și apei în zăcăminte

Zăcămintele de petrol și gaze sunt situate în părțile superioare ale structurilor formate din roci poroase și suprajacente impermeabile. (anvelope).Aceste structuri sunt numite capcane.

În funcție de condițiile de apariție și de raportul cantitativ dintre petrol și gaze, zăcămintele se împart în:

pur gaz

condensat de gaz

motorina (cu capac de gaz)

ulei cu gaz dizolvat în ulei.

Petrolul și gazul sunt situate în rezervor în funcție de densitățile lor: în partea superioară există gaz, inferioară - petrol și chiar mai jos - apă (vezi Figura 13).

Pe lângă petrol și gaze, părțile de petrol și gaze ale rezervoarelor conțin și apă sub formă de straturi subțiri pe pereții porilor și fisuri subcapilare reținute de forțele de presiune capilare. Aceasta apa se numeste „Legat” sau „reziduu”.Conținutul de apă „legată” este de 10-30% din volumul total al spațiului porilor.

Fig. 13. Distribuția petrolului, gazelor și apei în rezervor

Elemente de depozit petrol-gaz:

contact ulei-apă (OWC) - limita dintre părțile de ulei și apă ale rezervorului.

contact gaz-pacură (GOC) - granița dintre părțile de gaz și ulei ale rezervorului.

contact gaz-apă (GWK) - limita dintre părțile saturate de gaz și saturate de apă ale zăcământului.

conturul exterior al capacității portante de ulei este intersecția OWC cu vârful formațiunii productive.

conturul interior al capacității portante de ulei este intersecția OWC cu fundul formațiunii productive;

zona aproape de contur este o parte a acumulării de ulei între contururile exterior și interior ale capacității de transport de ulei;

Puțurile forate în conturul interior al capacității de transport de petrol, pătrund pe toată grosimea rezervorului de petrol.

Puțuri forate în zona de delimitare, deschise în partea superioară - rezervorul saturat de petrol, sub OWC - partea saturată cu apă.

Puțurile forate în spatele profilurilor conturului exterior al capacității de transport de petrol deschid partea saturată cu apă a formațiunii.

Coeficientul de saturație a apei este raportul dintre volumul de apă din probă și volumul porilor probei.

Kv= Vapă/ Vde cand

Coeficientul de saturație a uleiului este raportul dintre volumul de ulei din probă și volumul porilor probei.

LAn= Vnef / V por

Există următoarea relație între acești coeficienți:

LAn+ Kv=1

Grosimea straturilor productive

În practica câmpurilor petroliere, se disting următoarele tipuri de grosimi de rezervor (vezi Figura 14):

grosimea totală a patului htotal- grosimea totală a tuturor straturilor intermediare - permeabile și impermeabile - distanța de la vârf la fundul formațiunii.

grosime efectivă heff- grosimea totală a straturilor intermediare poroase și permeabile, de-a lungul cărora este posibilă mișcarea fluidelor.

grosimea efectivă a rețelei de petrol sau gaz heffn-noi- grosimea totală a straturilor intermediare saturate cu petrol sau gaz.

htotal- (grosime totală)

eff= h1 + h2efn-nas= h1 + h3

Orez. 14 Râsete de grosimea straturilor productive

Pentru a studia modelele de modificare a grosimii, se întocmește o hartă - grosimi generale, eficiente și efective saturate cu petrol și gaze.

Liniile cu grosimi egale se numesc isopahi, iar harta este o hartă a isopahilor.

Tehnica de construcție este similară cu construcția unei hărți structurale folosind metoda triunghiurilor.

Condițiile termobarice ale subsolului câmpurilor de petrol și gaze

Cunoașterea temperaturii și presiunii în adâncurile câmpurilor de petrol și gaze este necesară pentru a aborda corect soluționarea problemelor de importanță atât științifică, cât și economică națională:

1.formarea şi amplasarea zăcămintelor de petrol şi gaze.

2.determinarea stării de fază a acumulărilor de hidrocarburi la adâncimi mari.

.probleme de tehnologie pentru forarea și pomparea puțurilor adânci și superadânci.

.bine dezvoltare.

Temperatura în intestine

Numeroase măsurători ale temperaturilor în puțurile inactive au observat că temperatura crește odată cu adâncimea și această creștere poate fi caracterizată printr-o etapă geotermală și un gradient geotermal.

Odată cu creșterea adâncimii de apariție a straturilor productive, crește și temperatura. Se numește modificarea temperaturii pe unitatea de adâncime. gradient geotermal. Valoarea sa variază de la 2,5 la 4,0% / 100 m.

Gradientul geotermal este creșterea temperaturii pe unitatea de lungime (adâncime).

grad t = t2 -t1 / H2 -H1 [ 0 Cm]

Nivelul geotermal [G] este distanța pentru a ajunge mai adânc pentru ca temperatura să crească cu 10 CU.

G = H2 -H1 / t2 -t1 [m /0 CU]

Orez. 15. Schimbarea temperaturii cu adâncimea

Acești parametri sunt determinați prin măsurarea temperaturilor în puțurile inactive.

Măsurătorile de temperatură cu adâncime se efectuează fie cu un electrotermometru de-a lungul întregului sondă, fie cu un termometru de maxim în scopuri științifice.

Termometrul maxim indică temperatura maximă la adâncimea la care este coborâtă. Un electrotermometru înregistrează în mod continuu temperatura de-a lungul sondei atunci când unealta este ridicată.

Pentru a obține temperatura adevărată a rocilor, puțul trebuie să fie în repaus o perioadă lungă de timp, cel puțin 25-30 de zile, pentru ca în ea să se stabilească un regim termic natural, perturbat de foraj. Măsurătorile de temperatură sunt folosite pentru a construi termograme - curbe de temperatură în funcție de adâncime. Folosind datele termogramei, se pot determina gradientul geotermal și treapta.

În medie pe glob, gradientul geotermal are o valoare de 2,5-3,0 0C / 100m.

Presiunea rezervorului în adâncurile câmpurilor de petrol și gaze

Fiecare rezervor subteran este umplut cu petrol, apă sau gaz și are energia sistemului de pompare a apei din rezervor.

Energia rezervorului este energia potențială a fluidului rezervorului din câmpul gravitațional al Pământului. După forarea unui puț, apare un dezechilibru în sistemul natural de antrenare a apei: energia potențială este convertită în energie cinetică și este cheltuită pentru a muta fluidele din formațiune la fundul puțurilor de producție și pentru a le ridica la suprafață.

Măsura energiei rezervorului este presiunea rezervorului - aceasta este presiunea lichidului sau a gazului din rezervor - rezervoare în condiții naturale.

În câmpurile de petrol și gaze, presiunea rezervorului (P pl ) crește cu adâncimea pentru fiecare 100m de adâncime cu 0,8 - 1,2 MPa, adică cu aproximativ 1,0 MPa / 100 m.

Presiunea care este echilibrată de o coloană de apă mineralizată cu o densitate ρ = 1,05 - 1,25 g/cm 3 (103kg/m 3) se numește presiune hidrostatică normală. Se calculează după cum urmează:

Rn.y. = Hρ v/ 100 [MPa]

H - adâncime, m.

ρ v- densitatea apei, g/cm3 , kg/m3 .

Dacă ρ v luăm egal cu 1,0, atunci această presiune se numește hidrostatică condiționată

Presiunea hidrostatică condiționată este presiunea creată de o coloană de apă dulce cu o densitate de 1,0 g/cm 3înălțimea de la capul puțului până la fund.

Rde ex.= N / 100 [MPa]

Presiunea care este echilibrată de fluidul de spălare cu densitatea ρ f = 1,3 g/cm 3și mai mult, înălțimea de la capul sondei până la fundul puțului se numește superhidrostatică (SGPD) sau presiune anormal de mare a rezervorului (AHPP). Această presiune depășește presiunea hidrostatică nominală cu 30% sau mai mult și presiunea hidrostatică normală cu 20-25%.

Raportul dintre presiunea anormală de formare și presiunea hidrostatică normală se numește coeficientul de anomalie a presiunii de formare.

LAA= (PAnormal de ridicat/Rng.) >1,3

Sub presiunea hidrostatică este o presiune de formare anormal de scăzută (ALP) - aceasta este presiunea care este echilibrată de o coloană de fluid de foraj cu o densitate mai mică de 0,8 g / cm 3... Dacă Ka< 0,8 - это АНПД.

Una dintre cele mai importante caracteristici ale rezervorului este presiunea rocilor - aceasta este presiunea care este o consecință a efectului total al presiunilor geostatice și geotectonice asupra rezervorului.

Presiunea geostatică este presiunea exercitată asupra formării de către masa straturilor supraiacente.

RGE.= HρNS/ 100 [MPa]

Unde, ρ NS = 2,3 g/cm 3 - densitatea medie a rocilor.

Presiunea geotectonica (presiunea de stres) este presiunea care se formeaza, se formeaza in straturi ca urmare a miscarilor tectonice continue – intermitente.

Presiunea rocilor este transmisă de roci în sine, iar în interiorul rocilor - de scheletul lor (granule care alcătuiesc stratul). În condiții naturale, presiunea rocilor este contracarată de presiunea formațiunii. Diferența dintre presiunea geostatică și cea de rezervor se numește presiune de împachetare.

Rupl= PGE- Rpl

În practica de teren, presiunea rezervorului se referă la presiunea dintr-un punct din rezervor care nu este afectată de craterele de tragere ale puțurilor adiacente (vezi Figura 16). Δ Pcalculat prin următoarea formulă:

Δ P = Ppl- Puitat ,

Unde, Ppl-rezervor presiune

Pzab- presiunea la gaura de jos a unui put de operare.

Orez. 16 Distribuția presiunii rezervorului cu puțurile de funcționare

Presiunea inițială a rezervorului P0 - Aceasta este presiunea măsurată în prima sondă care pătrunde în formațiune, înainte de retragerea oricărei cantități semnificative de lichid sau gaz din formațiune.

Presiunea curentă a rezervorului este presiunea măsurată la o anumită dată în puțul în care a fost stabilit un echilibru statistic relativ.

Pentru a exclude influența structurii geologice (adâncimea de măsurare) asupra presiunii de formare, presiunea măsurată în sondă este recalculată la mijlocul nivelului de petrol sau gaze, la mijlocul volumului rezervorului sau la planul care coincide cu OWC. .

În timpul dezvoltării zăcămintelor de petrol sau gaze, presiunea este în continuă schimbare, în timp ce se monitorizează dezvoltarea, presiunea este măsurată periodic în fiecare sondă.

Pentru a studia natura schimbărilor de presiune în zona rezervorului, se construiesc hărți de presiune. Liniile de presiune egală se numesc izobare, iar hărțile sunt izobare.

Orez. 17. Graficul modificărilor presiunii în timp pentru puțuri

Monitorizarea sistematică a modificărilor presiunii din rezervor face posibilă evaluarea proceselor care au loc în rezervor și reglarea dezvoltării câmpului în ansamblu.

Presiunea rezervorului este determinată cu ajutorul manometrelor de forță, care sunt coborâte în puț pe un fir.

Fluidele și gazele din formațiune sunt sub presiune, ceea ce se numește rezervor.Din mărimea presiunii din rezervor Ppl- depinde rezerva de energie a rezervorului si proprietatile lichidelor si gazelor in conditii de rezervor. Ppldetermină rezervele zăcămintelor de gaze, debitele puțurilor și condițiile de funcționare ale zăcămintelor.

Experiența arată că P0 (presiunea inițială a rezervorului) măsurată în prima sondă forată depinde de adâncimea rezervorului și poate fi determinată aproximativ prin f-le:

P = Hρg [MPa]

H- adâncimea depozitului, m

ρ- densitatea lichidului, kg/m 3

g - accelerația gravitației

Dacă fântâna țâșnește (se revarsă), P pl determinat de formula:

P pl =Hρg + P (presiunea capului sondei)

Dacă nivelul lichidului din puț nu ajunge la capul puțului

P pl = H 1ρg

H 1- înălțimea coloanei de lichid în foraj, m.

Orez. 18. Determinarea presiunii reduse din rezervor

Într-un rezervor de gaz sau o parte de gaz a unui rezervor de petrol, presiunea rezervorului este practic aceeași pe întregul volum.

În depozitele de ulei, presiunea rezervorului în diferite părți este diferită: pe aripi - maximă, în acoperiș - minimă. Prin urmare, analiza modificărilor presiunii rezervorului în timpul funcționării rezervorului este dificilă. Este mai convenabil să relaționați valorile presiunii rezervorului la un plan, de exemplu, la planul contactului apă-ulei (OWC). Presiunea referită la acest plan se numește redusă (vezi Figura 18) și este determinată de formulele:

P1pr =P1 + x1 ρg

P2pr =P2 - NS2 ρg

Proprietățile fizice ale petrolului, gazelor și apei

Gazele din zăcămintele de gaze se numesc gaze naturale, iar gazele produse împreună cu petrolul se numesc petrol sau gaze asociate.

Gazele naturale și petroliere constau în principal din hidrocarburi saturate din seria C n N 2n + 2 : metan, etan, propan, butan. Începând cu pentan (C 5H 12) și mai mari sunt lichidele.

Gazele de hidrocarburi conțin adesea hidrocarburi (CO 2, hidrogen sulfurat H 2S, azot N, heliu He, argon, Ar, vapori de mercur și mercaptani. conținut de CO 2 si H 2S ajunge uneori la zeci de procente, iar alte impurități - o fracțiune de procent, de exemplu, în amestecul de formare al AGCM, conținutul de dioxid de carbon este de 12-15%, iar hidrogenul sulfurat este de 24-30%.

Greutatea moleculară (M) - a gazelor de hidrocarburi este determinată de formula:

M = ∑MiYi

Mi- greutatea moleculară a componentei i-a

Yi- proporția de i-a componentă din amestec în volum.

Densitatea este raportul dintre masa unei substanțe și volumul ocupat.

ρ = m / V [kg / m3 ].

Densitatea este de 0,73-1,0 kg/m 3... În practică, ele folosesc densitatea relativă a gazului - raportul dintre masa unui gaz dat și masa aerului de același volum.

Densitățile relative ale diferitelor gaze sunt prezentate mai jos:

Aer - 1.0CH 4 - 0,553N 2- 0,9673C 8H 6 - 1,038CO 2- 1,5291C 3H 8 - 1,523H 2S - 1,1906C 4H 10 - 2,007

Pentru trecerea de la volum în condiții normale la volumul ocupat de aceeași cantitate în condiții de rezervor, este coeficientul volumetric al gazului de formare V, - volumul care ar lua 1m 3 gaz în condiții de rezervor.

V = V0 Z (TP0 / T0 *P)

Unde, V0 - volumul de gaz in conditii normale la presiunea initiala P 0 , si temperatura T0 .

V este volumul gazului la presiunea curentă P și temperatura T. este coeficientul în exces față de compresibilitatea gazului.

Coeficientul volumetric al gazului din rezervor V este înăuntru 0.01-0.0075

Vâscozitatea gazului este proprietatea unui gaz de a rezista mișcării unor particule în raport cu altele. În unitățile SI, vâscozitatea dinamică este măsurată în mPa * s (mili-pascal pe secundă), de exemplu, vâscozitatea dinamică a apei la t 0 200C este u = 1 mPa * s. Vâscozitatea gazelor din câmpurile de gaz variază de la 0,0131 la 0,0172 mPa * s.

Vâscozitatea amestecului de formare AGKM este de 0,05 - 0,09 mPa * s.

Solubilitatea gazelor în ulei

Volumul unui gaz monocomponent care se dizolvă într-o unitate de volum a unui lichid este direct proporțional cu presiunea

VG/ Vf = αP

Unde, V G - volumul gazului de dizolvare

V f - volumul lichidului

Cartea „Fundamentals of Oil and Gas Field Development”, care a trecut prin douăzeci de reeditări, a fost creată pe baza cursurilor de curs susținute de autor la centrul de formare al Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V. (SIPM).
Publicația acoperă o gamă largă de probleme legate de dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze. O trăsătură caracteristică a cărții este orientarea sa practică. Bazele fizice ale dezvoltării câmpului sunt prezentate folosind metode matematice simple și practice. Pe lângă materialele teoretice, aproape fiecare capitol conține sarcini pentru dezvoltarea abilităților practice ale specialiștilor din industria petrolului și gazelor. Pentru specialiști, un plus valoros va fi metoda de recalculare a coeficienților numerici în formule la trecerea de la un sistem de unități de măsură la alte sisteme, prezentată în carte.
Recomandat pentru o gamă largă de specialiști din industria petrolului și gazelor, profesorilor și studenților universitari.

DEZVOLTAREA DEPOZITĂRILOR DE GAZE ÎN CONDIȚIILE REGIMULUI DE GAZE.
Dezvoltarea zăcămintelor de gaze în condiții de gaz este discutată la începutul cărții datorită simplității relative a subiectului. Se va arăta mai jos cum este determinat factorul de recuperare a gazului și cât de lungă este calculată perioada de dezvoltare.

Simplitatea subiectului se explică prin faptul că gazul este una dintre puținele substanțe, a cărei stare, determinată de presiune, volum și temperatură (PVT), poate fi descrisă printr-o relație simplă care include acești trei parametri. O altă astfel de substanță este aburul saturat. Și, de exemplu, pentru petrol care conține gaz dizolvat, o astfel de relație nu există. După cum se arată în capitolul 2, parametrii PVT care determină starea unor astfel de amestecuri trebuie obținuți empiric.

CONŢINUT
cuvânt înainte
Mulțumiri În memoria lui Laurence P. Dyck Nomenclatura
1. Câteva concepte de bază care stau la baza dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze
1.1. Introducere
1.2. Calculul rezervelor inițiale de hidrocarburi
1.3. Modificarea presiunii în rezervor cu adâncimea
1.4. Recuperare ulei: factor de recuperare a uleiului
1.5. Dezvoltarea zăcămintelor de gaze în condiții de gaz
1.6. Aplicarea ecuației de stare a gazelor reale
1.7. Bilanțul material pentru un rezervor de gaz: factor de recuperare a gazului
1.8. Stări de fază ale hidrocarburilor Referințe
2. Analiza proprietăților PVT ale fluidelor din rezervor
2.1. Introducere
2.2. Determinarea parametrilor principali
2.3. Prelevarea de probe de fluide de formare
2.4. Capturați datele de bază PVT în laborator și convertiți-le pentru utilizare pe teren
2.5. O altă metodă de exprimare a rezultatelor de laborator PVT
2.6. Gamă completă de studii PVT Referințe
3. Aplicarea metodei bilanțului material în dezvoltarea câmpurilor petroliere
3.1. Introducere
3.2. Ecuația bilanțului material pentru zăcămintele de petrol și gaze în formă generală
3.3. Ecuația liniară a bilanțului materialului
3.4. Moduri de operare depozit
3.5. Modul elastic se schimbă în modul gaz dizolvat
3.6. Modul presiune gaz
3.7. Modul de presiune naturală a apei
3.8. Mod elastic-plastic Referințe
4. Legea lui Darcy și aplicarea ei
4.1. Introducere
4.2. Legea lui Darcy. Energia potențială a fluidelor
4.3. Atribuirea semnelor
4.4. Unități. Trecerea de la un sistem de unități la altul
4.5. Energia potențială a gazului real
4.6. Presiune redusă
4.7. Filtrare radială în stare de echilibru. Stimularea fluxului de petrol în puț
4.8. Curge bifazate. Permeabilitatea de fază și relativă
4.9. Metode îmbunătățite de recuperare a uleiului Referințe
5. Ecuația diferențială de bază a filtrării radiale
5.1. Introducere
5.2. Derivarea ecuației diferențiale de bază a filtrării radiale
5.3. Condiții inițiale și limită
5.4. Linearizarea ecuației diferențiale de bază pentru filtrarea radială a fluidelor cu compresibilitate scăzută și constantă
Bibliografie
6. Ecuații ale intrărilor cvasi-staționare și în stare staționară în puț
6.1. Introducere
6.2. Soluție de curgere cvasi-staționară
6.3. Soluție de curgere în stare de echilibru
6.4. Un exemplu de utilizare a ecuațiilor de intrări în regim cvasi-staționar și în regim de echilibru
6.5. Forma generalizată a ecuației de intrare în regim cvasi-staționar
Bibliografie
7. Rezolvarea ecuației piezoconductivității la debit constant și utilizarea acesteia pentru cercetarea puțurilor de petrol
7.1. Introducere
7.2. Soluție cu flux constant
7.3. Soluție cu debit constant pentru condiții de filtrare nestabilite și cvasi-staționate
7.4. Parametri fără dimensiune 209
7.5. Principiul suprapunerii. Teoria generală a sondajului puțului
7.6. Analiza rezultatelor testelor puțurilor folosind metoda de recuperare a presiunii propusă de Matthews, Brons și Hasebrack
7.7. Analiza practică a rezultatelor testelor puțului prin metoda de recuperare a presiunii_
7.8. Studiul prin metoda modificărilor multiple în modul de funcționare a puțului
7.9. Impactul imperfecțiunii puțului asupra gradului și naturii de penetrare
7.10. Câteva aspecte practice ale sondajului puțului
7.11. Contabilizarea fluxului în puț după oprirea acesteia Referințe
8. Debit real de gaz. Sondaj puț de gaz
8.1. Introducere
8.2. Linearizarea și rezolvarea ecuației diferențiale de bază pentru filtrarea radială a gazului real
8.3. Russell, Goodrich și colab.
8.4. Metoda Al-Husseini, Reimi și Crawford
8.5. Comparație între metoda presiunii la pătrat și metoda pseudo-presiunii
8.6. Abaterea fluxului de la legea lui Darcy
8.7. Determinarea coeficientului f, luând în considerare abaterea de la legea lui Darcy
8.8. Soluție cu debit constant pentru filtrarea gazelor reale
8.9. Teoria generală a cercetării sondelor de gaz
8.10. Studiul sondelor de gaze prin metoda modificărilor multiple de regim
8.11. Investigarea sondelor de gaze folosind metoda de recuperare a presiunii
8.12. Analiza rezultatelor cercetării prin metoda de recuperare a presiunii pe zăcămintele de petrol care funcționează în regim de gaz dizolvat
8.13. Scurtă prezentare generală a metodelor de analiză a rezultatelor
sondaj de bine
Bibliografie
9. Afluxul de apă în rezervor
9.1. Introducere
9.2. Teoria curgerii tranzitorii a apei a lui Hirst și van Everdingen
9.3. Aplicarea teoriei afluxului acviferului lui Hearst și van Everdingen pentru a reproduce istoria dezvoltării
9.4. Teoria aproximativă a lui Fetkovici a intrării de apă în rezervor pentru cazul unui acvifer limitat
9.5. Prognoza volumului fluxului de intrare_
9.6. Aplicarea metodelor de calcul al debitului de apă la _tratamente termice ciclice cu abur
Bibliografie
10. Deplasare nemiscibilă
10.1. Introducere
10.2. Ipoteze fizice și consecințele lor
10.3. Ecuația de calcul al fracției de fluid în flux
10.4. Teoria deplasării unidimensionale Buckley-Leverett
10.5. Calculul producției de petrol
10.6. Deplasarea în condiții de segregare gravitațională
10.7. Luarea în considerare a efectului zonei de tranziție a înălțimii finite în calculele deplasării
10.8. Deplasarea din formațiuni eterogene stratificate
10.9. Deplasare în absența echilibrului vertical
10.10. Simularea numerică a deplasării nemiscibile în filtrarea fluidelor incompresibile
Bibliografie
EXERCIȚII
1.1. Gradient de presiune hidrostatică a gazului în rezervor
1.2. Bilanțul material al unui rezervor de gaz
2.1. Volumul probei redus la condițiile rezervorului
2.2. Conversia datelor de degazare diferențială în parametrii PVT de câmp Bo, Rs și Bg
3.1. Regim elastic (ulei subsaturat)
3.2. Mod gaz dizolvat (presiune sub presiunea de saturație)
3.3. Injecția cu apă începe după ce presiunea de formare scade sub presiunea punctului de bule
3.4. Modul presiune gaz
4.1. Trecerea de la un sistem de unități la altul
6.1. Luarea în considerare a modificărilor în permeabilitatea zonei de fund
7.1. Aproximarea logaritmică a funcției Ei (x)
7.2. Ei bine sondajul prin metoda schimbării unice a modului
7.3. Parametrii adimensionali
7.4. Trecerea de la filtrarea tranzitorie la filtrarea cvasi-staționară
7.5. Obținerea dependențelor pentru presiunea adimensională
7.6. Analiza rezultatelor studiului prin metoda recuperării presiunii. Strat fără sfârșit
7.7. Analiza rezultatelor studiului prin metoda recuperării presiunii. Volum scurs limitat
7.8. Analiza rezultatelor studiului prin metoda modificărilor multiple în modul de funcționare a sondei
7.9 Metode de analiză a debitului suplimentar în puț după oprire
8.1. Analiza rezultatelor studiului unei sonde de gaze prin metoda modificărilor multiple de regim cu presupunerea existenței unor condiții de filtrare cvasi-staționară
8.2. Analiza rezultatelor studiului unui puț de gaz prin metoda modificărilor multiple de regim cu presupunerea existenței unor condiții de filtrare instabilă
8.3. Analiza rezultatelor studiului prin metoda recuperării presiunii
9.1. Aplicarea soluției la presiune constantă
9.2. Ajustarea unui model acvifer folosind teoria fluxului tranzitoriu a lui Hirst și van Everdingen
9.3. Calculul debitului de apă în rezervor folosind metoda Fetkovich
10.1. Calculul proporției de apă în flux
10.2. Prognoza producției de inundații
10.3. Deplasarea în condiții de segregare gravitațională
10.4. Trasarea curbelor de permeabilități de fază relative medii pentru un rezervor eterogen stratificat (condiții de segregare gravitațională)
Index de subiect.