МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное

университет» (ЮГУ) НИЖНЕВАРТОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования

«Югорский государственный университет» (ННТ (филиал) ФГБОУ ВО «ЮГУ») МДК 02.01 Технология бурения, испытания и эксплуатации скважин при поисково-разведочных работах на нефть и газ Тема: Особенности разведки газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей.

Подготовил: Габдрафиков А.И.
Группа: 3ГРМ71
Проверил: Гатауллин И.Н.

газонефтяных залежей. Газ по своим физическим свойствам отличается от нефти

малой плотностью, очень низкой вязкостью и высокой упругостью. Эти особенности определили методику разведки газовых месторождений.
Большая подвижность газа (по сравнению с нефтью) позволяет бурить разведочные скважины на большем расстоянии, чем при разведке нефтяных залежей. В то же время значительное различие плотностей газа и воды дает возможность рассчитывать с достаточной точностью гипсометрическое положение контакта газ— вода, что приводит к сокращению числа оконтуривающих скважин. В связи с этим разведка газовых залежей производится значительно меньшим числом скважин. Так как разработка газовых залежей также осуществляется значительно меньшим числом скважин, чем нефтяных, обычно для мелких и средних залежей не требуется бурения дополнительных эксплуатационных скважин. Эти залежи разрабатываются с помощью уже пробуренных поисковых и разведочных скважин.
При разведке газонефтяных месторождений должна быть определена промышленная ценность нефтяной оторочки. Поэтому после получения в поисковой скважине промышленного притока газа целесообразно направить дальнейшее разведочное бурение на определение положения контура залежи с одновременным поиском оторочки. При массивных залежах наличие оторочки может быть установлено по интервальным опробованиям в первых скважинах, пробуренных в присводовой части залежи. Для пластовых сводовых залежей с этой целью необходимо бурение специальных скважин, которые следует закладывать на пологом крыле складки, где оторочка должна иметь наибольшую ширину.

нефтяной оторочки и при ее присутствии – о рентабельности отработки

этой оторочки. Как правило, первые скважины, обычно пройденные в центральной части залежи, не затрагивают нефтяную оболочку, и поэтому необходимо изучение приконтурной части залежи, чтобы убедиться в наличии или отсутствии у нее нефтяной части, а также в масштабе ее проявления.
Для снижения затрат в настоящее время разработан комплекс методов, позволяющий на ранней стадии работ определить наличие или отсутствие нефтяной оторочки в газовой залежи по ряду параметров. Обычно на отсутствие нефтяной оторочки указывает встреча ГВК.
Признаками наличия нефтяной оторочки в газовой залежи являются:
а) повышенные содержания (более 1,75 %) пентана + высшие углеводороды, или выход стабильного газоконденсата более 80 см3/м;
б) преобладание в стабильном газоконденсате нафтеновых углеводородов;
в) увеличение выхода стабильного газоконденсата к контуру газовой залежи.
Обычно нефтяную оторочку при наличии положительных признаков ее присутствия разведают первоначально в той части залежи, где ожидается ее смещение (в направлении регионального смещения вод). При этом разведка газовой части залежи останавливается, а разведка нефтяной оторочки проводится как разведка нефтяной залежи.