Основные элементы залежи

Рассмотрим нефтегазовую залежь антиклинального типа.

Поверхность или граница, разделяющая нефть и воду в пласте, называется водонефтяным контактом (ВНК). Граница между газом и нефтью при наличии газовой шапки или нефтяной оторочки называется газонефтяным контактом или (ГНК). Граница между газом и водой в газовых залежах называется газо-водяным контактом (ГВК).

Площадь контакта нефти или газа с водой имеет обычно кольцеобразную форму, ширина контакта зависит от толщины нефтяного пласта и угла его падения. Линия пересечения поверхности ГНК с кровлей пласта называется внешним контуром газоносности, нефтеносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром газоносности, нефтеносности.

Для массивных залежей внутренний контур нефтеносности или газоносности отсутствует, так как вода расположена под всей залежью. Расстояние от верхней точки кровли до нефтяной или газовой залежи ВНК или ГВК - это высота залежи (Н - обозначение).

Месторождение нефти и газа

Совокупность залежей нефти и газа, расположенных на одном участке земной поверхности, образуют месторождение (нефтяное или газовое). Приведенное определение нуждается в пояснении т.к. содержит некоторую условность и обобщенность.

Условность состоит в том, что нефть и газ не залегают в местах своего образования. Поэтому под термином «месторождение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую они попали вследствие миграции.

Ловушка - часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может содержать до несколько десятков залежей. Единичная залежь считается месторождением, если с учетом запасов нефти и газа целесообразна ее разработка. Несколько залежей считается месторождением, если они характеризуются однотипными структурами (например, сводовые, массивные и др.), определяющими общность организации поисков разведки и добычи нефти и газа.

Типы ловушек нефти и газа:

1 - сводовые (a - в антиклиналях, б - в рифовом массиве, в - в эрозионном выступе); 2 - тектонически экранированные (a - экранированные сбросом, б - экранированные боковой поверхностью соляного массива, глиняного диапира, жерла грязевого вулкана или интрузивного массива); 3 - стратиграфически экранированные; 4 - литологически экранированные; 5 - линзообразные (литологически ограниченные); 6 - гидродинамические.

Технология цементирования Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе. Применяемая технология должна обеспечить: · цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности; · полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала; · предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; · получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины. При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают такой способ который должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне. Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие показатели (42%) дает струйный режим. Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий: · тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений; ·нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим; · применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора; · расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затрубное пространство; · применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны. При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.