ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ.

Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Месторождение - это совокупность единичных залежей нефти, приуроченных к од-ной или нескольким естественным ловушкам, расположенным на одной локальной площа-ди. Месторождение может быть одно- или многопластовым. В среднем на одно м/р прихо-дится около трех залежей.

Промышленная ценность залежи или месторождения характеризуется их запасом. В зависимости от степени разведанности выделяют запасы обнаруженных (достоверных) и предполагаемых (вероятных) скоплений углеводородов.

Обнаруженные запасы подразделяют на четыре категории А, В, С1 и С2. Категория А - запасы, изученные с необходимой детальностью, позволяющей полностью определить все параметры залежи (подсчитываются с точностью не более 10%).Категория В - запасы зале-жи, нефтегазоносность которых установлена на основании получения промышленных при-токов нефти и газа приближенно, но с достаточной точностью для проектирования разра-ботки. Категория С1 - запасы залежи, нефтегазоносность которых установлена в отдельных скважинах, и имеются благоприятные промыслово-геологические данные по другим сква-жинам. Категория С2 - запасы нефти и газа, наличие которых предполагается по геолого-геофизическим данным в пределах известных газоносных районов. Категории А+В+С1 на-зываются разведанными или промышленными. Запасы категории С2, предварительно оце-ненные, служат основанием для постановки разведочных работ на конкретном месторожде-нии.

Кроме указанных категорийных запасов выделяются перспективные - С3 и прогноз-ные - D (D1 +D2) ресурсы.

По величине извлекаемых запасов (млн. т.) залежи нефти условно подразделяются на мелкие (менее 10), средние (10-30), крупные (30-300) и уникальные (более 300).

Проницаемость в комплексе с толщиной пласта и вязкостью нефти определяет дебит скважин. По начальному значению дебита (т/сут) различают низко- (до 7), средне- (от 7 до 25), высоко- (от 25 до 200) и сверхвысокодебитные (более 200) нефтяные залежи.

Поверхность, разделяющую нефть и воду в залежи, называют подошвой нефтегазовой залежи или поверхностью водонефтяного раздела (ВНК - водонефтяной контакт). Линию пересечения этой поверхности с кровлей пласта называютвнешним контуром нефтеносности. Линию пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта -внутренним контуром нефтеносности.

Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). Поверхность раз-дела между газом и нефтью в залежи называют поверхностью нефтегазового раздела (ГНК - газонефтяной контакт).

Высота залежи определяется расстоянием по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки.

Длина залежи определяется как расстояние между крайними точками, которые обра-зуются при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефте- или газоносности, при пересечении малой оси - ширина залежи.

Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

Нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти) - один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (гео-логическим) ее запасам, он возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого кол-ва нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. В зависимости от режимов работы залежей он может принимать такие значения:

· водонапорный режим.................................. 0,5-0,8;
· газонапорный режим................................... 0,1-0,4;
· режим растворенного газа.......................... 0,05-0,3;
· гравитационный режим............................... 0,1-0,2.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти:
1. Фонтанный - жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии.
2. Газолифтный - при этом способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ (углеводородный или крайне редко воздух), т. е. подают энергию расширения сжатого газа.
3. Насосный - подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). (Также используются электровинтовые, электродиафрагменные, гидропоршневые насосы и т. д.)