Терминдер глоссарийі

Самая глубокая отметка, до которой в скважинах вскрыта нефть, и самая мелкая, с которой вскрыта вода. Пока контакт не пересечён скважиной, он лежит между ними (или между «нефть до» и точкой перелива); положение внутри диапазона уточняют замерами давления, а в подсчёте запасов принимают условный ВНК.

Дебит, который скважина дала бы при нулевом забойном давлении; условная мера её потенциала, получаемая продолжением индикаторной кривой.

Давление, отсчитанное от вакуума; больше избыточного на атмосферное давление. От него зависят газовые законы, объёмные коэффициенты и свойства пластовых флюидов.

Адаптация модели, при которой параметры в заданных инженером диапазонах перебирает алгоритм, минимизируя целевую функцию; результатом обычно служит набор моделей, согласованных с историей.

Подстройка параметров гидродинамической модели, чтобы расчёт воспроизводил фактическую историю разработки.

Схема, в которой часть ячеек считают полностью неявно, а остальные — по схеме IMPES; выбор делают на каждом шаге по местному числу Куранта. Неявными становятся немногие ячейки — у скважин и в зоне фронта, — поэтому система уравнений меньше, чем в полностью неявной схеме, а шаг не ограничен устойчивостью самых «быстрых» ячеек.

Угол в горизонтальной плоскости между направлением на север и горизонтальной проекцией ствола, отсчитанный по часовой стрелке от 0 до 360°. Всегда указывают, от какого севера он отсчитан: истинного, сеточного или магнитного.

Гамма-каротаж в процессе бурения детектором, смотрящим в одну сторону: при вращении колонны счёт разделяют по секторам ствола — верх, низ, бока. Разница показаний сверху и снизу показывает, к какой границе пласта — кровле или подошве — подходит ствол, что нужно при геонавигации.

Эффективная концентрация воды в растворе: 1 у чистой воды и меньше в растворах солей; равна относительной влажности воздуха над раствором в равновесии. Вода переходит через полупроницаемую мембрану туда, где её активность ниже; поэтому активность воды раствора на углеводородной основе уравнивают с активностью глин.

Пористость, рассчитанная по интервальному времени — по уравнению среднего времени или по эмпирическому преобразованию. Отражает в основном межзерновые поры: каверны почти не учитывает, а в рыхлых песках без поправки за недоуплотнение завышена.

Запись звуковой волны, прошедшей по обсадной колонне: амплитуда волны по колонне на ближнем приёмнике показывает, сцеплён ли цемент с трубой, а волновая картина дальнего приёмника — фазокорреляционная диаграмма (ФКД, VDL) — сцеплён ли он с породой. В свободной колонне амплитуда наибольшая, при полном сцеплении — в десятки раз меньше.

Произведение плотности породы на скорость распространения в ней продольной волны.

Активный метод: излучатель посылает упругие импульсы, а приёмники отмечают приход волны, прошедшей по породе вдоль стенки скважины. Даёт интервальное время продольной волны, а приборы с решёткой приёмников и дипольными излучателями — также поперечной волны и волны Стоунли. Служит для оценки пористости, привязки к сейсмике, расчёта упругих модулей и проверки цементирования.

Способ численно найти значение функции времени по её изображению Лапласа: взвешенная сумма значений изображения в нескольких точках вещественной оси. Им рассчитывают кривые давления скважин, решения для которых известны только в изображениях.

Доходность лучшего доступного варианта вложений, от которого приходится отказаться, выбирая данный проект. Дисконтирование по ней сразу показывает, лучше ли проект этой альтернативы.

Высота стола ротора буровой установки — нулевой отметки глубин по стволу — над уровнем моря. Чтобы сравнивать глубины разных скважин, глубины по вертикали переводят в абсолютные отметки, вычитая альтитуду; ошибка в ней сдвигает все глубины скважины на одну и ту же величину.

Удаление сероводорода и углекислого газа водными растворами аминов (МЭА, ДЭА, МДЭА): в абсорбере они связывают кислые газы, в регенераторе при нагреве отдают их. Выделенный кислый газ перерабатывают в серу процессом Клауса или закачивают в пласт.

Распределение капитальных затрат по годам для отчётности и для расчёта налога на прибыль. Сама по себе не платёж: в денежный поток не входит и влияет на него только через налог.

Списание стоимости месторождения в той же доле, в какой за год добыты его запасы: амортизация года равна стоимости, умноженной на отношение добычи года к запасам. Основной способ амортизации нефтегазовых активов; пересмотр запасов меняет только будущие годы.

Прогноз добычи продолжением наблюдаемого падения дебита — по экспоненте, гиперболе или гармонической кривой Арпса — до экономического предела. Быстр и не требует модели пласта, но не знает причин падения: по нескольким точкам форма кривой неоднозначна, а смена режима работы скважин делает прогноз неверным.

Комплексное изучение результатов исследований скважин и пластов и динамики показателей разработки, чтобы понять, где остались запасы и нужно ли совершенствовать систему разработки. В Казахстане его выполняет лицензированная проектная организация не реже раза в три года, а недропользователь направляет в министерство уведомлением; при расхождении факта с проектом больше 10 % и обоснованной необходимости менять проект анализ проходит экспертизу ЦКРР.

Проверка устойчивости линейной разностной схемы: ошибку раскладывают на гармоники и для каждой находят множитель перехода $G$ — во сколько раз её амплитуда меняется за шаг. Схема устойчива, если $|G| \le 1$ для всех гармоник; для явной схемы уравнения давления отсюда $\eta\Delta t/\Delta x^2 \le 1/2$.

Проверка того, как показатель проекта, обычно NPV, меняется при изменении одного исходного параметра и неизменных остальных. Показывает, какие параметры важнее всего, но не говорит о вероятности отклонений и не учитывает их совместного действия.

Зависимость проницаемости от направления. В слоистых пластах вертикальная проницаемость $k_v$ обычно в несколько раз, а то и на порядок меньше горизонтальной $k_h$; от их отношения зависят псевдоскин частичного вскрытия, выигрыш от наклона ствола и конусообразование.

Ряд равных платежей через равные промежутки времени. Если платежи приходят в конце каждого периода, это рента постнумерандо, если в начале — пренумерандо. Приведённая стоимость ряда равна платежу, умноженному на множитель аннуитета.

Аномалия силы тяжести с поправками за широту, высоту пункта (0,3086 мГал/м — поправка за свободный воздух, или Фая), притяжение промежуточного слоя пород между пунктом и уровнем приведения ($2\pi G\rho h$ — поправка Буге) и рельеф. Отражает плотностные неоднородности ниже уровня приведения; на суше — основная карта гравиразведки.

Отклонение измеренной силы тяжести от нормальной после поправок за широту, высоту пункта и притяжение пород над уровнем приведения. Её создают тела, плотность которых отличается от плотности вмещающих пород; измеряют в миллигалах: 1 мГал $= 10^{-5}$ м/с², около миллионной доли ускорения свободного падения.

Поровое давление выше нормального гидростатического для данной глубины. Удерживается слабопроницаемой покрышкой; чаще всего возникает, когда вода не успевает уйти из быстро погружающихся глин (недоуплотнение), а также при генерации углеводородов, тектоническом сжатии и перетоке давления из глубоких горизонтов.

Поровое давление ниже нормального гидростатического для данной глубины. Чаще всего это залежи, истощённые разработкой; в природе возникает при подъёме и размыве толщ и в районах с глубоким уровнем подземных вод. При бурении грозит поглощениями и дифференциальными прихватами.

Складка, выпуклая вверх, в ядре которой лежат более древние породы. Самый распространённый тип структурных ловушек: замкнута падением пластов во все стороны.

Песчаник, богатый полевыми шпатами: в одной из распространённых схем — кварца меньше 75 % каркаса и полевых шпатов больше, чем обломков пород. Минералогически незрелый: при захоронении полевые шпаты частично растворяются и переходят в каолинит, а калиевые полевые шпаты повышают показания гамма-каротажа.

Форма, размеры, внутреннее строение и взаимное расположение тел коллектора и разделяющих их неколлекторов — от слоёв внутри тела до горизонтов и блоков залежи. В отечественной практике её описывают как макронеоднородность — коэффициентами песчанистости, расчленённости, литологической связанности и выдержанности; по соотношению размеров тел и расстояния между скважинами различают «слоёный пирог», «мозаику» и «лабиринт».

Ослабленный горячий слой верхней мантии под литосферой, примерно от 80–100 до 200–300 км, где понижены скорости сейсмических волн. Он твёрдый — пропускает поперечные волны, — но за тысячи и миллионы лет течёт, и по нему смещаются литосферные плиты.

Глинистые минералы, выросшие в порах после захоронения: плёнки на зёрнах (хлорит, смектит), заполнение пор (пакеты каолинита), перемычки поперёк пор и горловин (волокнистый иллит). Снижают проницаемость сильнее, чем пористость, и повышают остаточную водонасыщенность; сплошные хлоритовые плёнки мешают нарастать кварцевому цементу.

Константа вещества $\omega = -\lg(p_s/p_c) - 1$ при $T = 0{,}7\,T_c$: показывает, насколько давление насыщенных паров ниже, чем у вещества с маленькими сферическими молекулами. У метана 0,011, у н-декана 0,49; входит в температурную функцию уравнений Соаве — Редлиха — Квонга и Пенга — Робинсона.

Прогноз добычи без оцениваемого мероприятия; прирост от мероприятия — разность добычи с ним и базовой добычи. Базовую добычу рассчитывают аналитически — по кривым падения или характеристикам вытеснения — или по гидродинамической модели, прошедшей адаптацию к истории.

Расчёт модели проекта при лучших оценках всех исходных параметров. Служит точкой отсчёта для анализа чувствительности и сценариев; со средним ожидаемым результатом не обязан совпадать.

Проверка метода отношения сопротивлений: по насыщенности из отношения и уравнению Арчи рассчитывают параметр пористости и пористость и сравнивают её с независимой — по методам пористости или керну. Расхождение указывает на неверный профиль проникновения, окаймляющую зону или неподходящую замыкающую связь.

Проверка структурного разреза на геометрическую возможность: деформацию «отыгрывают» назад и смотрят, получается ли правдоподобное залегание до неё. Опирается на сохранение площади пачек в разрезе вдоль направления перемещения, а при изгибе со скольжением по слоям — и длин пластов. Сбалансированный разрез возможен, но не обязательно верен.

Сумма, по которой актив учтён в балансе: затраты на его создание или покупку за вычетом накопленной амортизации и убытков от обесценения. Показывает затраты, ещё не перенесённые в расходы, а не то, сколько актив принесёт; запасы нефти в недрах в ней по ценности не отражены.

Единица объёма нефти: 42 галлона США, ровно 0,158987294928 м³, или 5,6146 кубического фута; в кубометре 6,2898 барреля. Число баррелей в тонне зависит от плотности нефти; STB — баррель в стандартных условиях, rb — в пластовых.

Минимальная доходность, которую должен обеспечить проект, чтобы его приняли; с ней сравнивают IRR. Обычно равна ставке дисконтирования компании, иногда с надбавкой за риск.

Узкая песчаная гряда вдоль берега, отделённая от суши лагуной и прорезанная приливными протоками. Её песчаник — линза, вытянутая вдоль древнего берега и окружённая лагунными и шельфовыми глинами, — частая стратиграфическая ловушка. На побережьях с приливами выше 4 м барьеры, как правило, не образуются.

Нижний конец обсадной колонны с направляющей насадкой, которая ведёт колонну по стволу; часто со встроенным обратным клапаном. Башмаком называют и глубину, на которой стоит низ колонны: порода под ним обычно самое слабое место следующего открытого ствола.

Отношение проводимости зоны разлома $k_f/l_f$ к проводимости пласта на пути от скважины до разлома $k/L$: $\alpha = k_fL/(kl_f)$. Ноль — непроницаемый разлом; чем больше $\alpha$, тем ниже и раньше горб производной давления.

Отношение проводимости трещины к произведению проницаемости пласта на полудлину: $F_{CD} = k_f w/(k x_f)$. Сравнивает способность трещины проводить флюид со способностью пласта его отдавать; при значениях от 10 и выше трещина работает почти как бесконечно проводящая.

Расстояние в радиусах скважины $r_D = r/r_w$, время $t_D = kt/(\phi\mu c_tr_w^2)$ и снижение давления $p_D$ в единицах $qB\mu/(2\pi kh)$. В них уравнение пьезопроводности не содержит параметров пласта, поэтому одно решение пересчитывают к любому пласту. В метрических промысловых единицах перед $kt$ стоит множитель $3{,}553\cdot10^{-3}$ (время в часах).

Коэффициент влияния ствола, делённый на $2\pi\phi c_thr_w^2$ — удвоенный упругий запас цилиндра породы размером со скважину. Вместе со скин-фактором задаёт форму раннего участка записи давления; у нефтяных скважин при закрытии на устье часто измеряется тысячами.

Коэффициент продуктивности, делённый на $2\pi kh/(B\mu)$. Позволяет сравнивать скважины и трещины в пластах с разными свойствами: у вертикальной скважины без скина в квадратной области он около 0,14–0,15, у трещины бесконечной проводимости во всю ширину квадрата достигает предела $6/\pi \approx 1{,}91$.

Накопленный приток воды из радиального водоносного горизонта после единичного скачка давления на контакте, в единицах постоянной горизонта; функция безразмерного времени $t_D$ и отношения радиусов $r_{aD} = r_a/r_o$. Вначале $W_D \approx 2\sqrt{t_D/\pi}$; у замкнутого горизонта стремится к $(r_{aD}^2 - 1)/2$ — его упругому запасу.

Доходность вложений, по которым практически нет риска неплатежа, — обычно государственных облигаций надёжного заёмщика в той же валюте. База, к которой добавляют премию за риск.

Глина, состоящая в основном из монтмориллонита (смектита). Натриевый бентонит в пресной воде набухает и распадается на тончайшие пластинки, поэтому уже несколько процентов по массе дают раствору вязкость, гель и тонкую малопроницаемую корку; в солёной воде он почти не набухает.

Бесконечный ряд равных платежей; при ставке $i$ он стоит сегодня $A/i$. Ряд, растущий с темпом $g$, стоит $A_1/(i - g)$, но только при $g < i$; при $g$, близком к $i$, такая оценка неустойчива.

Ранний режим течения к трещине гидроразрыва конечной проводимости: флюид одновременно течёт по трещине к стволу и из пласта к ближней к стволу части трещины. Перепад давления растёт как корень четвёртой степени из времени — наклон ¼ на диагностическом графике; по этому участку находят проводимость трещины.

Расчленение и сопоставление разрезов по остаткам организмов: по уровням первого и последнего появления видов выделяют биостратиграфические зоны, время существования которых откалибровано датировками. В скважинах изучают микрофоссилии из шлама и керна.

Перемешивание осадка роющими и ползающими организмами; их ходы и норки — следы жизнедеятельности (ихнофоссилии). Степень переработки оценивают индексом от 0 (нет) до 6 (осадок полностью перемешан). Биотурбация может ухудшить коллектор, подмешав глину в песок, а может повысить вертикальную проницаемость, разрушив глинистые прослойки.

Электродный метод измерения сопротивления, в котором экранные электроды фокусируют измерительный ток в пласт тонким слоем. Точен в солёных растворах, в высокоомных и тонких пластах; в растворах на углеводородной основе не работает.

Небольшой образец породы, отобранный прибором на кабеле из стенки уже пробуренной скважины. Стреляющий грунтонос повреждает породу ударом, сверлящий — почти не повреждает; образцы взяты из зоны проникновения фильтрата.

Колонна труб от верхнего привода или ротора до долота: бурильные трубы, а в нижней части — утяжелённые бурильные трубы (УБТ), вес которых создаёт нагрузку на долото. По ней к долоту подаётся раствор и передаётся вращение.

Бурильные трубы со встроенным кабелем и индукционными катушками в торцах замков, образующие канал связи с забоем со скоростью десятки тысяч бит в секунду в обе стороны; через несколько сотен метров ставят переводники-усилители. Дороги и требуют аккуратного обращения с каждым замком, поэтому применяются реже гидроимпульсного канала.

Утолщённые концы бурильной трубы с крупной конической резьбой — ниппель внизу и муфта вверху, — приваренные к высаженным концам трубы. Соединение герметизируют упорные торцы, поджатые моментом свинчивания, а не резьба.

Механизм подъёмной системы буровой: барабан, на который наматывается ходовой конец талевого каната, с приводом от двигателей и тормозами. Через талевую систему поднимает и опускает колонны; при спуске энергию груза поглощают основной и вспомогательный тормоза или сами электродвигатели. Её мощность определяет скорость подъёма, а не наибольший груз.

Комплекс машин для строительства скважины: подъёмная система (вышка, лебёдка, талевая система), вращательная (верхний привод или ротор), циркуляционная (насосы, очистка раствора), силовая и противовыбросовая.

Самоходное судно с буровой вышкой над шахтой в корпусе (moonpool). Обычно удерживается динамическим позиционированием, берёт много грузов и быстро переходит между точками; бурит через подводное устье и райзер, в том числе на самых больших глубинах моря.

Поршневой насос объёмного действия, который подаёт буровой раствор в скважину: трёхпоршневой одностороннего действия (за ход — оборот вала — три цилиндра вытесняют по $\frac{\pi}{4}d^2L$) или двухпоршневой двустороннего. Фактическая подача меньше расчётной на коэффициент наполнения (около 0,9–1,0); по числу ходов считают закачанные объёмы.

Жидкость, реже газ или пена, которую при бурении прокачивают через бурильную колонну и затрубье: выносит шлам, давлением удерживает пласты и стенки скважины, охлаждает долото. Бывает на водной, углеводородной (РУО) и синтетической основе.

Ударный инструмент в компоновке низа бурильной колонны для освобождения прихваченной колонны: накапливает энергию растяжения или веса труб и отдаёт её ударом вверх или вниз. Гидравлический ясс срабатывает с задержкой, механический — при установленной нагрузке.

Жидкость, которую закачивают между буровым и тампонажным растворами: маловязкая промывочная размывает раствор и корку в турбулентном режиме, утяжелённая буферная отделяет цемент от бурового раствора и вытесняет его поршнем — для этого она тяжелее и «гуще» вытесняемого раствора.

Песчаник с большой долей тонкого глинисто-алевритового матрикса — от 15 до 75 % (у аренитов меньше 15 %). Матрикс забивает поры, поэтому вакки обычно плохие коллекторы. В англоязычной литературе вакки называют также граувакками (graywacke); в отечественной граувакка — тёмный песчаник, в котором преобладают обломки пород.

Половина среднего квадрата разности значений свойства в парах точек, разнесённых на расстояние $h$, как функция этого расстояния и направления. Описывает пространственную корреляцию: растёт от эффекта самородков к порогу, на который выходит на радиусе корреляции; служит основой кригинга и стохастического моделирования.

Квадратная или шестигранная труба в верхней части колонны, которую вращает ротор; она скользит вниз через зажим, и на её длину бурят до очередного наращивания. Верхняя резьба у неё левая; выше и ниже ведущей трубы ставят шаровые краны.

График упорядоченных значений против квантилей нормального распределения. Если данные распределены нормально (а на логарифмической оси — логнормально), точки ложатся на прямую. По нему проверяют вид распределения, находят медиану и разброс, выявляют смеси пород и выбросы.

Вероятность того, что поисковая скважина обнаружит подвижные углеводороды. При независимых элементах — произведение вероятностей источника и миграции, коллектора, покрышки, ловушки и соотношения во времени.

Вероятность того, что поисковая скважина откроет залежь не меньше минимального рентабельного объёма: вероятность геологического успеха, умноженная на долю распределения объёма при успехе выше этого порога. Не больше вероятности геологического успеха и обычно заметно меньше её.

Вертикальная составляющая смещения по разлому, $t = D_d\sin\delta$; горизонтальную составляющую поперёк простирания называют горизонтальной амплитудой. Вдоль разлома амплитуда меняется: от нуля у его окончаний до наибольшей в середине.

Испытание многозондовым опробователем: насос отбирает флюид через один зонд, а наблюдательный зонд на некотором расстоянии по вертикали записывает пришедшее возмущение. По уровню отклика находят горизонтальную проницаемость, по скорости его установления — вертикальную; повреждение и ёмкость у зонда-стока на отклик не влияют.

Допущение, что давление каждой фазы в любом сечении пласта распределено по толщине гидростатически: вертикальные перетоки выравнивают его быстрее, чем фронт продвигается между скважинами. Оправдано, когда вертикальное выравнивание идёт много быстрее продвижения вдоль пласта: при большом эффективном отношении длины к толщине $R_L$, а для разделения фаз силой тяжести — при большом отношении времени прохождения пласта ко времени гравитационного разделения. Позволяет свести разрез к одномерной задаче с осреднёнными по толщине функциями.

Наименьшая толщина пласта, которую каротажный прибор показывает с его истинным значением. В более тонких пластах показание смешивается с показаниями вмещающих пород, и пласт выглядит толще и «бледнее», чем есть.

Запись полного волнового поля приёмниками, расставленными в скважине через 10–20 м, при источнике на поверхности. Волны, идущие вниз и вверх, разделяют: по ним находят импульс и скорости у скважины, отличают однократные отражения от кратных, получают трассу для привязки и прогнозируют разрез ниже забоя.

Устройство, подвешенное на крюке над ведущей трубой: несёт вес колонны, позволяет ей вращаться и через отвод и уплотнённую напорную трубу вводит раствор из бурового рукава во вращающуюся колонну. В верхнем приводе вертлюг встроен в привод.

Глубина, до которой поднят тампонажный раствор за обсадной колонной. Направление и кондуктор цементируют до устья, остальные колонны — с перекрытием башмака предыдущей колонны или выше всех пластов, которые нужно разобщить.

Двигатель, подвешенный на талевом блоке, который вращает бурильную колонну через свой вал и подаёт в неё раствор. Позволяет бурить свечами, вращать и промывать колонну при подъёме; в него встроены шаровые краны. При бурении с ротором колонну вращает ведущая труба (kelly).

Сила, которую показывает индикатор веса буровой: вес колонны в растворе за вычетом доли, которую в наклонной скважине несёт стенка (и вес подвижного оборудования, если его не вычли), плюс сопротивление при подъёме или минус сопротивление при спуске. По уменьшению веса на крюке при постановке долота на забой определяют нагрузку на долото, по отклонению замеров от расчётных линий — осложнения в стволе.

Изменение давления в скважине из-за работы соседних скважин того же пласта. Возмущение от изменения дебита соседа приходит с запаздыванием порядка $r^2/(4\eta)$; пока дебиты соседей постоянны, их влияние на исследуемую скважину входит в тренд давления, а изменения дебитов искажают анализ её исследований.

Разлом, по которому висячее крыло поднято относительно лежачего; возникает при сжатии. Взброс с пологим сместителем называют надвигом. В вертикальной скважине взброс обычно повторяет часть разреза.

Правило разностной схемы: подвижность фазы на грани ячеек берут в той ячейке, из которой фаза течёт. Позволяет вытесняющей фазе входить в ячейки, где она ещё неподвижна, и удерживает насыщенности в физических пределах; ценой является численное размытие фронта.

Первая ступень очистки бурового раствора: наклонные вибрирующие сетки, через которые проходит весь поток из скважины; жидкость и мелкие частицы проходят сквозь сетку, а крупный шлам сходит с неё в отход. Сетки обозначают номером API — по размеру частиц, которые они задерживают практически полностью (API 200 — около 75 мкм).

Забойный двигатель, в котором буровой раствор продавливает полости между стальным винтовым ротором и обрезиненным статором и вращает ротор, а через него — долото. Частоту вращения задаёт расход, крутящий момент — перепад давления на двигателе, поэтому нагрузку видно по давлению на стояке.

Объёмный насос из металлического ротора-винта, вращающегося в эластомерном статоре; полости между ними перемещают жидкость. Привод — вращающиеся штанги с поверхности или погружной двигатель. Лучше других поднимает вязкую нефть и жидкость с песком; ограничен температурой и стойкостью эластомера.

Вода, запертая под залежью в замкнутом объёме, не сообщающемся с основным водоносным пластом. Её зеркало свободной воды лежит выше общего уровня залежи — обычно на глубине самой нижней точки, через которую блок сообщался с соседним, — а давление выше давления основного пласта на той же глубине.

Искажение кривой восстановления давления из-за ограниченного времени работы скважины перед остановкой: рост давления отстаёт от снижения давления после пуска и не может превысить $p_i - p_{wf}(t_p)$, наклон по логарифму времени остановки уменьшается в $(t_p + \Delta t)/t_p$ раз, и производная падает, напоминая границу постоянного давления. Учитывают функцией Хорнера, эквивалентным временем или суперпозицией всей истории дебита.

Эффект, при котором в начале исследования изменение давления определяется сжатием или расширением флюида в стволе, а не притоком из пласта.

Линии на карте, где контакт флюидов пересекает кровлю (внешний контур) и подошву (внутренний контур) пласта. Внутри внутреннего контура нефть занимает пласт на всю толщину, между контурами лежит водонефтяная зона.

Избыточное давление изнутри, при котором кольцевое напряжение в стенке обсадной трубы достигает предела текучести: $0{,}875\cdot 2Y_p t/D$ (формула Барлоу; множитель учитывает допуск на толщину стенки).

Разность давлений внутри и снаружи обсадной колонны на одной глубине; у кондуктора и промежуточной колонны наибольшая на устье закрытой скважины, заполненной газом. Её сравнивают с внутренним давлением текучести трубы.

Ставка дисконтирования, при которой чистая приведённая стоимость проекта равна нулю.

Доля казахстанского вклада в товарах, работах, услугах и кадрах, которые использует недропользователь; её считают по единым методикам. В работах и услугах, купленных за календарный год, она должна быть не меньше 70 % их стоимости (кроме сложных проектов в казахстанском секторе Каспия), а на конкурсах цену казахстанских производителей работ и услуг условно снижают на 20 %.

Вода с малой добавкой полимера — обычно полиакриламида, — снижающего трение при турбулентном течении в трубах. Позволяет закачивать большие объёмы с большими расходами и оставляет мало остатка, но почти не держит проппант и не сдерживает утечки; её применяют в плотных и сланцевых породах.

Вода в двойном электрическом слое у поверхности глинистых частиц. Входит в общую пористость, но нефтью и газом не вытесняется; её долю общего порового объёма обозначают $S_{wb}$. Эффективная пористость в моделях глинистых коллекторов — общая пористость за вычетом этой воды.

Режим работы залежи, при котором отобранную нефть замещает вода водоносного горизонта — за счёт упругого расширения воды и пород горизонта (упруговодонапорный) или его питания извне (жёстководонапорный). Вода подходит к залежи по пласту с крыльев структуры (краевая вода) или подстилает её по всей площади (подошвенная). Давление остаётся высоким, газовый фактор постоянен, обводнённость растёт рано; нефтеотдача обычно 35–60 %.

Часть залежи между внешним и внутренним контурами нефтеносности, где под нефтью в том же пласте вода, а нефтенасыщенная толщина убывает к внешнему контуру. Если пласт мощнее залежи, вода подстилает всю залежь (подошвенная вода); если тоньше, вода подходит с краёв (краевая вода).

Мелкие капли пластовой воды, взвешенные в нефти и защищённые плёнкой природных эмульгаторов — асфальтенов, смол, тонких частиц. Образуется при дроблении потока в штуцерах и насосах; её разрушают нагревом, деэмульгаторами и электрическим полем, после чего воду отделяют отстоем.

Водонасыщенная часть пласта (или связанных с ним пластов), гидродинамически связанная с залежью. При снижении давления на контакте вода и поры горизонта упруго расширяются, и вода входит в залежь; изредка горизонт ещё и питается с поверхности.

Колонна труб большого диаметра между подводной сборкой превенторов и плавучей буровой установкой: по ней раствор возвращается на установку, через неё спускают инструмент и колонны, вдоль неё идут линии дросселирования и глушения. Натяжители держат её в растяжении, а телескопическое соединение развязывает её с вертикальной качкой установки.

Количество водорода в единице объёма вещества относительно пресной воды при поверхностных условиях. Нефть — около 1, солёная вода — немного меньше 1, газ — 0,1–0,5 в зависимости от давления; для углеводорода $\mathrm{CH}_x$ плотностью $\rho$ (г/см³) $\mathrm{HI} = 9\rho x/(12 + x)$.

Масса воды затворения на единицу массы цемента в тампонажном растворе; у классов G и H при испытаниях — 0,44 и 0,38. Чем оно больше, тем легче раствор и тем слабее и проницаемее камень, если лишнюю воду не связывает наполнитель.

Снижение фазовой проницаемости для нефти или газа из-за повышенной водонасыщенности у ствола после проникновения фильтрата или жидкости глушения. Особенно опасна в низкопроницаемых и газовых пластах, где капиллярные силы удерживают воду месяцами.

Модель цены, в которой отклонение от долгосрочного уровня каждый год частично исчезает: высокая цена вызывает рост добычи и экономию, низкая — сокращение вложений. В отличие от случайного блуждания разброс цены растёт лишь до предела.

Мера изменчивости цены: стандартное отклонение логарифмических доходностей за период, приведённое к году умножением на корень из числа периодов в году. У нефти в спокойные годы — около 20–30 % в год, в кризисы — в разы больше.

Долина, выработанная рекой в осушенном шельфе или прибрежной равнине при падении относительного уровня моря и заполненная речными, эстуарийными и морскими осадками при его подъёме. Заполнение лежит на резкой эрозионной подошве, бывает мощным и, окружённое морскими глинами, служит частой стратиграфической ловушкой.

Величина, которую симулятор записывает на каждом шаге отчёта: дебит, накопленный объём, давление, обводнённость — по месторождению, группе, скважине или региону. В распространённом формате имя ряда составляют из букв объекта, фазы и вида величины: FOPR — дебит нефти месторождения.

Время, за которое тампонажный раствор при давлении и температуре скважины становится непрокачиваемым — в консистометре до 100 единиц консистенции Bc. Должно перекрывать время закачки и продавки с запасом; его регулируют ускорителями и замедлителями.

Отношение накопленной добычи к текущему дебиту, $Q/q$. Если дебит менялся, нормированное давление $(p_i - p_{wf})/q$ в псевдоустановившемся режиме ложится в зависимости от него на прямую с наклоном $B/(c_tV_p)$ — так находят поровый объём по записи с переменным дебитом.

Время, за которое раствор с забоя поднимается по затрубному пространству на поверхность: объём затрубья, делённый на подачу насосов. По нему пробы шлама и газа привязывают к глубине.

Момент, в который пересекаются продолжения первой и второй полулогарифмических прямых записи скважины у непроницаемого разлома: $t_x = \gamma\phi\mu c_tL^2/k$, $\gamma = 1{,}781$. По нему находят расстояние до разлома $L$; если вторая прямая ещё не сформировалась, расстояние получается заниженным.

Постоянная времени затухания сигнала ЯМР — амплитуд цепочки спиновых эхо. В смачивающей фазе она определяется в основном отношением поверхности поры к её объёму, поэтому распределение $T_2$ отражает распределение пор по размерам; объёмная релаксация флюида и диффузия в градиенте поля её укорачивают.

Объём, который фаза занимает в сепараторе или отстойнике, делённый на её расход, — сколько в среднем жидкость находится в аппарате. От него зависит, успеют ли выделиться пузырьки газа и осесть капли воды; в трёхфазных сепараторах это обычно минуты, для тяжёлой и холодной нефти — десятки минут.

Постоянная времени, с которой ядра водорода намагничиваются в постоянном поле: за время $t$ набирается доля $1 - e^{-t/T_1}$ равновесной намагниченности. От неё зависит, сколько поляризовать пласт перед измерением ЯМК: около $3T_1$ самого медленного флюида, а у газа и лёгкой нефти $T_1$ — секунды.

Время до появления в продукции скважины воды или газа, пришедших конусом или по пласту. Для конуса его отсчитывают от пуска скважины и оценивают по безразмерным корреляциям или моделированием, с точностью примерно до двух раз; при заводнении — от начала закачки, в простейшем случае по методу Баклея–Леверетта.

Газовая шапка, которую образует газ, выделившийся из нефти ниже давления насыщения и поднявшийся к кровле пласта. Снижает газовый фактор скважин и повышает нефтеотдачу; образуется при хорошей вертикальной проницаемости и умеренном темпе отбора.

Пустоты, возникшие после отложения и уплотнения осадка: каверны растворения, трещины, поры доломитизации. Особенно характерна для карбонатов и обычно даёт непропорционально высокую проницаемость.

Осадки, которые выпадают из отработанной глинокислоты при её дальнейших реакциях с глинами и полевыми шпатами: водный кремнезём (гель) из фторсиликатов, фториды и гидроксиды алюминия, а при росте pH — гидроксиды железа. Полностью их не избежать, поэтому отработанную кислоту оттесняют от ствола и быстро выносят.

Текстовое описание модели для симулятора: разделы в строгом порядке — описание задачи, сетка, свойства, регионы, начальное состояние, выдача, график работы скважин — и подключаемые файлы с массивами и таблицами. Симулятор читает его сверху вниз.

Участки стенки ствола, обрушившиеся при бурении там, где окружное напряжение наибольшее. В вертикальной скважине вывалы вытянуты по направлению наименьшего горизонтального напряжения $\sigma_h$ и видны на имиджах и по многорычажному каверномеру; по ним находят направление напряжений.

Трубопровод от фонтанной арматуры скважины до пункта сбора — замерной установки, коллектора или сепаратора. Потери давления в нём растут с дебитом и при низком давлении особенно быстро и действуют на скважину как противодавление; их снижают параллельной ниткой (лупингом) или снижением давления в сепараторе.

Отношение длины поднятого керна к длине пробуренного с отбором керна интервала, в процентах. При низком выносе теряются обычно самые слабые и часто самые проницаемые породы, и оставшийся керн перестаёт представлять пласт.

Условия скважин и пластов с давлением и температурой выше обычных. Общепринятой границы нет: часто это температура на забое выше 149 °C при поровом давлении с градиентом от 18,1 кПа/м или оборудовании на давление выше 69 МПа (10 000 psi); по другим документам — давление выше 103 МПа или температура выше 177 °C. Газ при таких давлениях плотен, и его коэффициент сверхсжимаемости больше единицы.

Этап кислотной обработки после глинокислоты: раствор хлорида аммония, слабая соляная кислота или углеводородная жидкость оттесняют отработанную кислоту на 1–1,5 м от ствола, где вторичные осадки из неё мало влияют на приток.

Объём раствора, получаемый из единицы массы цемента вместе с водой и добавками: м³ на тонну, в англоязычной практике — кубические футы на мешок 94 фунта. По нему находят, сколько цемента нужно на требуемый объём раствора.

Сопротивление газа течению, обычно 0,01–0,03 мПа·с (сП). При низком давлении растёт с температурой и почти не зависит от давления; при пластовых давлениях растёт с давлением и падает с температурой. Кинематическая вязкость — динамическая, делённая на плотность.

Вязкость нефти без растворённого газа при пластовой температуре и атмосферном давлении — основа расчёта вязкости пластовой нефти по корреляциям. Сильно зависит от температуры и состава; корреляции по плотности и температуре ошибаются для отдельных нефтей в разы, поэтому её измеряют.

Поверхностно-активные вещества, молекулы которых в растворе соли собираются в длинные червеобразные мицеллы, и раствор становится вязким и упругим без полимера. На них строят жидкости разрыва без полимерного остатка и самоотклоняющиеся кислоты: вязкость растёт по мере нейтрализации кислоты и пропадает при контакте с углеводородами.

Газ, выделяющийся в резервуаре из нефти последнего сепаратора при давлении, близком к атмосферному. По объёму его немного, но он тяжёлый — богат пропаном и бутанами — и входит в газосодержание нефти. Его компримируют или улавливают; при сжигании на факеле теряются и газ, и ценные компоненты.

Буровой раствор с пузырьками газа. Его плотность на выходе из скважины сильно занижена, но забойное давление снижается гораздо меньше, потому что газ расширяется в основном у устья.

Способ механизированной добычи, при котором закачиваемый в лифтовые трубы газ облегчает столб жидкости.

Состояние штангового насоса, при котором цилиндр заполнен газом и плунжер лишь сжимает и расширяет его: давление под плунжером не достигает давления на выкиде и не падает до давления на приёме, клапаны не открываются, подача прекращается. Возникает, когда степень сжатия насоса меньше отношения абсолютных давлений на выкиде и на приёме.

Твёрдые кристаллические соединения воды с молекулами лёгких газов (метана, этана, пропана, углекислого газа, сероводорода), устойчивые при высоком давлении и низкой температуре. Закупоривают штуцеры, шлейфы и арматуру, особенно за штуцерами газовых скважин; их предупреждают подогревом, ингибиторами (метанол, гликоли), осушкой газа и выбором места дросселирования.

Режим газовой залежи без притока воды: газ добывают только за счёт его собственного расширения, а объём пор, занятый газом, остаётся практически постоянным. Газоотдача определяется конечным пластовым давлением и обычно составляет 70–90 %.

Отношение объёма добытого газа к объёму добытой дегазированной нефти, оба в стандартных условиях. Выше давления насыщения равен газосодержанию, ниже включает свободный газ из пласта и может быть в разы больше.

Объём газа в стандартных условиях, который в пласте соответствовал единице объёма добытого конденсата (или воды): $24{,}05\,\rho/M$ м³/м³ при плотности в кг/м³ и молярной массе в кг/кмоль. Его прибавляют к добыче газа в материальном балансе газовой залежи.

Сепаратор на приёме штангового насоса: поток поворачивают вниз, жидкость уходит к приёму, а пузырьки газа всплывают в затрубное пространство и отводятся на устье, минуя насос.

Объём газа в стандартных условиях на единицу объёма добытой жидкости — нефти и воды. Связано с газовым фактором $R$ и обводнённостью $\text{WC}$ соотношением $R(1 - \text{WC})$; при газлифте в него входит и закачанный газ.

Пластовая смесь, для которой пластовая температура лежит между критической температурой и крикондентермой: в начальных условиях это газ, но при снижении давления ниже точки росы в пласте выпадает жидкость — конденсат.

Режим работы залежи, при котором нефть вытесняет расширяющаяся газовая шапка. Давление падает медленно, газовый фактор постепенно растёт и резко увеличивается при прорыве газа к скважинам; нефтеотдача обычно 20–40 %.

Поступление пластового флюида в скважину, когда давление в стволе становится ниже пластового.

Модуль на приёме электроцентробежного насоса, который раскручивает поток: жидкость отбрасывается к стенке и идёт в насос, а отделённый свободный газ сбрасывается в затрубное пространство. Уменьшает долю газа на приёме, но изнашивается песком.

Объём газа в стандартных условиях, растворённого в единице объёма нефти при данном давлении. Не путать с промысловым газовым фактором — отношением добытого газа к добытой нефти.

Регистрация естественной радиоактивности пород; основной индикатор глинистости.

Трёхмерное цифровое описание структуры, литологии и свойств пласта — пористости, проницаемости, насыщенности — без расчёта течения; основа гидродинамической модели.

Количество свободного газа в залежи до начала разработки, приведённое к стандартным условиям.

Количество нефти в пласте до начала разработки, приведённое к поверхностным условиям.

Наблюдение за разрезом и процессом бурения в реальном времени: описание выбуренной породы (шлама), измерение газа в растворе, запись механической скорости, нагрузки на долото, давления на насосах и объёмов раствора.

Постоянная $\ln\tfrac{W}{2\pi r_w} - \ln\sin\tfrac{\pi L_1}{W}$ в уравнении линейного притока к скважине в канале шириной $W$, стоящей в $L_1$ от одной из стенок: добавочный перепад на переход от линейного потока к радиальному у ствола. Растёт при приближении скважины к стенке.

Управление траекторией ствола в пласте в процессе бурения по данным каротажа при бурении и шлама: ствол ведут на заданном расстоянии от кровли, глинистого прослоя или флюидального контакта.

Один из многих равновероятных вариантов распределения свойств пласта между скважинами, построенных геостатистическим моделированием и согласованных со скважинными данными. Разница между реализациями отражает неопределённость, которую скважины не снимают.

Прирост температуры пород с глубиной, в осадочных бассейнах обычно 2–4 °C на 100 м; обратная величина — геотермическая ступень, около 33 м на градус при 3 °C на 100 м. Равен тепловому потоку, делённому на теплопроводность пород, поэтому в соли он меньше, чем в глинах.

Измерения физических свойств пород вдоль ствола скважины приборами на кабеле или в компоновке бурильной колонны.

Непрерывная стальная труба диаметром обычно от 25 до 89 мм, намотанная на барабан и спускаемая в скважину без свинчивания через устьевой герметизатор, в том числе под давлением. Позволяет подать кислоту или другую жидкость точно против нужного интервала, промыть ствол, работать в горизонтальной скважине без глушения.

Мощность, которая выделяется в насадках долота: перепад давления на долоте, умноженный на подачу, $N_{\text{д}} = \Delta p_{\text{д}}Q$ (МПа × л/с = кВт). Мера энергии, которую струи приносят к забою; когда насосы работают на пределе давления, она наибольшая при доле давления на долоте $m/(m+1)$, где $m$ — показатель потерь в системе.

Учетверённая площадь сечения канала, делённая на смоченный периметр; для кольцевого затрубья равен $D - d$. Его подставляют в число Рейнольдса и в турбулентные формулы для некруглых каналов; ламинарные потери в затрубье точнее передаёт диаметр $0{,}816\,(D - d)$.

Создание трещины в пласте закачкой жидкости под давлением выше давления разрыва и закрепление её проппантом.

Прослеживаемая между скважинами часть пласта со сходными пористостью и проницаемостью и общим поведением при течении, отделённая от соседних перегородками или контрастом свойств; включает и коллектор, и неколлектор. Не путать с гидравлической единицей потока — типом породы по FZI, образцы которого встречаются по всему разрезу.

Измерения забойного давления и дебита при намеренной смене режима работы скважины. По отклику давления определяют проводимость пласта, скин-фактор, пластовое давление, границы и объём области дренирования.

Численный расчёт течения нефти, газа и воды в пласте, разбитом на ячейки, по шагам времени; служит для прогноза добычи при разных вариантах разработки.

Узел установки электроцентробежного насоса между двигателем и насосом: передаёт вращение, отделяет масло двигателя от пластовой жидкости, компенсирует его тепловое расширение, выравнивает давление внутри двигателя со скважинным и воспринимает осевую силу насоса.

Передача данных LWD и MWD с забоя на поверхность импульсами давления в потоке бурового раствора. Скорость — единицы, редко десятки бит в секунду, поэтому в реальном времени передают лишь главные кривые, а полные данные считывают из памяти прибора после подъёма.

Скважинный агрегат из поршневого гидродвигателя и поршневого насоса на одном штоке: рабочая жидкость под давлением движет поршень двигателя, золотник в конце хода меняет направление, насос двойного действия подаёт продукцию при ходе вверх и вниз. Подача пропорциональна числу двойных ходов.

Исследование связи между скважинами: дебит меняют в возмущающей скважине и записывают отклик давления в реагирующей. По запаздыванию и величине отклика оценивают проводимость и ёмкость пласта между скважинами и наличие барьеров.

Создание в слабом проницаемом пласте короткой широкой трещины, заполненной проппантом размера гравия, вместе с гравийной набивкой вокруг фильтра за одну операцию. Защищает от песка и обходит повреждённую зону; ширину трещины набирают, останавливая её рост по длине.

Давление столба жидкости: произведение её плотности, ускорения свободного падения и вертикальной высоты столба.

Конический аппарат без движущихся частей: раствор подают насосом по касательной, закрученный поток отбрасывает крупные и тяжёлые частицы к стенке и вниз, к нижнему сливу, а жидкость с мелочью уходит вверх, в верхний слив. Пескоотделители (конусы 150–300 мм) отделяют выбуренную породу примерно от 40 мкм, илоотделители (около 100 мм) — примерно от 20 мкм; на утяжелённом растворе гидроциклоны выбрасывают и барит.

Узкий конический аппарат без движущихся частей: вода с каплями нефти входит по касательной и закручивается, центробежное ускорение в сотни и тысячи раз больше ускорения свободного падения отбрасывает лёгкую нефть к оси, и она уходит через верхний слив. Задерживает капли порядка десяти микрометров; нужны перепад давления и сплошная водная фаза.

Замер траектории приборами, которые определяют азимут не по магнитному полю, а гироскопами: по начальной установке оси (свободный гироскоп) или по вращению Земли (гирокомпас). Работает в обсадной колонне и рядом со сталью соседних скважин; точность гирокомпасирования падает к высоким широтам и в наклонных стволах, идущих на восток или запад.

Кривая гамма-каротажа, рассчитанная по спектрометрии только из калия и тория, приближённо $16\,\mathrm{K} + 4\,\mathrm{Th}$ в единицах API. Уран подвижен и часто не связан с глинами, поэтому она надёжнее полного ГК отражает глинистость.

Удаление водяного пара из газа концентрированным гликолем, обычно триэтиленгликолем: в абсорбере газ поднимается навстречу гликолю, насыщенный водой гликоль упаривают в регенераторе с кипятильником и возвращают. Глубину осушки задают концентрация регенерированного гликоля и температура в абсорбере; более низкие точки росы дают твёрдые адсорбенты.

Слой твёрдых частиц бурового раствора на стенке скважины против проницаемых пластов. Её проницаемость на порядки ниже, чем у коллектора, поэтому корка ограничивает проникновение фильтрата; на кавернограмме видна как уменьшение диаметра.

Слой глинистого материала, размазанного по поверхности разлома при смещении крыльев через глинистые пласты. Может сделать разлом непроницаемым даже там, где по разные стороны от него контактируют проницаемые породы.

Доля объёма породы, занятая глинистым материалом — глинистыми минералами вместе со связанной водой и алевритовой примесью. Её оценивают по гамма-каротажу, потенциалам самопроизвольной поляризации (ПС) и нейтрон-плотностному каротажу и используют для выделения коллекторов, поправок пористости и расчёта насыщенности глинистых пород.

Слоистые алюмосиликаты микрометровых размеров — каолинит, иллит, смектит (монтмориллонит), хлорит и смешанослойные. Различаются содержанием калия и тория, связанной водой, способностью к набуханию и фотоэлектрическим индексом и по-разному влияют на проницаемость, нейтронную пористость и сопротивление.

Смесь соляной и плавиковой кислот для обработки песчаников: растворяет глины, полевые шпаты, мелкие частицы и частицы бурового раствора, почти не затрагивая кварц. Её закачивают после соляной кислоты, которая удаляет карбонаты, иначе из раствора выпадают вторичные осадки.

Глубина, на которой закачиваемый газ входит в НКТ газлифтной скважины, — обычно глубина рабочего клапана. Её ограничивает давление газа: у клапана оно должно превышать давление в НКТ на перепад на клапане. Чем глубже ввод, тем ниже забойное давление при том же расходе газа.

Расстояние по вертикали от нулевой отметки, обычно стола ротора, до точки ствола. Гидростатическое давление считают по глубине по вертикали, а потери на трение и объёмы — по длине по стволу (MD).

Проба пластового флюида, отобранная в стволе скважины против пласта пробоотборником на кабеле или проволоке, когда давление в месте отбора выше давления насыщения. Обычная проба при подъёме охлаждается и становится двухфазной, и лаборатория восстанавливает её нагревом и сжатием.

Расстояние от стенки скважины, из которого каротажный прибор получает основную часть сигнала. Растёт с расстоянием между источником и приёмником и определяет, какую зону вокруг ствола видит прибор.

Равная ежегодная сумма, которая за срок службы объекта возвращает вложенный капитал с доходностью, равной ставке дисконтирования: вложение, умноженное на коэффициент возмещения капитала. Каждый платёж — доход на ещё не возвращённый капитал плюс его возврат; по нему считают минимальные тарифы и сравнивают покупку с арендой.

Устройство на перфораторе, спущенном на трубах, которое по сигналу подрывает заряды: от удара сбрасываемой в трубы штанги, от давления в трубах или в затрубье либо по кабелю, состыкованному с ней в скважине.

Скважина, ствол которой в продуктивном пласте проведён почти параллельно напластованию на сотни метров. При той же депрессии даёт дебит в несколько раз больше, чем вертикальная скважина; выигрыш падает с уменьшением вертикальной проницаемости.

Давление, создаваемое весом вышележащих пород и заполняющих их флюидов.

В Казахстане — комиссия, которая проводит государственную экспертизу отчётов по подсчёту и оперативному подсчёту запасов углеводородов (по переходным положениям Кодекса о недрах — до 1 января 2030 года). Положительное заключение — основание поставить запасы на государственный учёт; без него нельзя начать пробную эксплуатацию и закрепить период добычи.

Слой отсортированного гравия между скважинным фильтром и пластом, удерживающий песок; размер гравия подбирают под размер зёрен пласта. В обсаженном стволе гравий заполняет и перфорационные каналы, и вязкие и инерционные потери в них заметно снижают продуктивность; в открытом стволе набивка почти не мешает притоку.

Безразмерное отношение силы тяжести, действующей вдоль наклонного пласта на фазы разной плотности, к вязкому сопротивлению нефти при данной скорости фильтрации: $N_g = k\,k_{ro}'\,\Delta\rho\,g\sin\alpha/(\mu_o u_t)$. Чем оно больше, тем сильнее сила тяжести меняет долю воды в потоке; при снижении темпа закачки оно растёт.

Режим, при котором нефть под действием силы тяжести стекает к скважинам в пониженной части пласта, а газ поднимается к кровле. Медленный, но в мощных или крутопадающих пластах с хорошей вертикальной проницаемостью может дать высокую нефтеотдачу; обычно проявляется на поздней стадии разработки.

Тонкий слой вытесняющей фазы — воды вдоль подошвы или газа вдоль кровли, — уходящий вперёд основной массы, когда расход выше критического или сила тяжести подгоняет вытесняющую фазу. Приводит к раннему прорыву воды или газа к добывающим скважинам.

Постепенное изменение размера зёрен снизу вверх внутри слоя: при прямой градации крупные зёрна внизу, мелкие вверху — слой отложен ослабевающим потоком, например мутьевым; при обратной — наоборот. Прямая градация показывает, где была кровля слоя.

Давление на единицу глубины, при котором в породе образуется и распространяется трещина.

Прирост давления на единицу глубины по вертикали, кПа/м или psi/ft. В неподвижной непрерывной фазе равен $\rho g$: около 10–11 кПа/м в воде, 6–8,5 в нефти, 1–3 в газе. Линии давления разных фаз пересекаются на контактах.

Закономерное изменение состава пластового флюида с глубиной в высоких залежах: под действием силы тяжести тяжёлые компоненты концентрируются внизу, а газовый фактор и давление насыщения меняются по разрезу. Плотность флюида растёт с глубиной, поэтому его линия давления искривлена, а вблизи критической точки газоконденсат может переходить в нефть без чёткого контакта.

Граница земной коры и мантии, на которой скорость продольных сейсмических волн скачком возрастает примерно с 6,5–7 до 8 км/с. Лежит на глубине 5–10 км под дном океанов и в среднем около 40 км под континентами, до 70 км и глубже под высокими горами.

Размер частиц, половину которых устройство очистки — сито, гидроциклон, центрифуга — отправляет в отход: частицы заметно крупнее удаляются почти все, заметно мельче — в основном остаются в растворе. Для барита граница разделения того же устройства меньше, чем для выбуренной породы, — в воде примерно в $\sqrt2$ раз.

Среднее гармоническое и среднее арифметическое проницаемостей участков с весом их объёмов — нижний и верхний пределы эквивалентной проницаемости при любом расположении участков. Достигаются только для слоёв, соединённых соответственно последовательно и параллельно.

Пределы эквивалентной проницаемости блока с непроницаемыми боковыми гранями или периодическими условиями при потоке вдоль оси, более узкие, чем границы Винера: нижний — арифметическое среднее гармонических средних по линиям ячеек вдоль потока, верхний — гармоническое среднее арифметических средних по сечениям поперёк потока. Отвечают мысленным непроницаемым перегородкам вдоль потока и идеально проводящим — поперёк.

Время $T_2$, которое в распределении $T_2$ отделяет капиллярно-связанную воду (короче) от свободного флюида (длиннее). Типичные значения — около 33 мс в песчаниках и 90–100 мс в карбонатах; для каждой породы его уточняют по керну, доведённому центрифугированием до неснижаемой водонасыщенности. Воду, связанную глинами, отделяют границей около 3 мс.

Пороговые значения глинистости, пористости, насыщенности (иногда проницаемости), по которым разрез делят на коллектор и неколлектор при подсчёте запасов.

Допущение о том, как вырезанный из пласта блок обменивается флюидом с соседями при расчёте его эквивалентной проницаемости: непроницаемые боковые грани, периодические условия (блок повторяется как плитка) или линейное давление на всех гранях. Их влияние ослабляют буферной зоной — каймой соседних ячеек вокруг блока.

График строительства скважины: по горизонтали сутки от начала бурения, по вертикали глубина забоя по стволу, растущая вниз. Наклонные участки — углубление, горизонтальные — время без углубления: СПО, крепление, ГИС, опрессовки, осложнения. Плановую и фактическую линии сравнивают на одном графике.

График изменения давления против корня из времени. На участке линейного притока — вдоль канала или к трещине гидроразрыва — точки ложатся на прямую: её наклон даёт ширину канала или длину трещины (при известной проницаемости), отрезок — скин.

Кросс-плот сопротивления и пористости пластов одного интервала на логарифмических осях. Водоносные пласты ложатся на прямую, наклон которой задан показателем цементации $m$, а положение — величиной $aR_w$; линии равной водонасыщенности параллельны ей и сдвинуты в $S_w^{-n}$ раз по оси сопротивления.

Глубина против разности замеренного давления и давления на опорной линии — обычно линии воды — на той же глубине. Вода ложится на вертикаль нуля, нефть и газ — на наклонные прямые, приходящие к нулю на зеркале свободной воды; смещения в единицы килопаскалей, незаметные на графике в мегапаскалях, становятся видны. При сравнении скважин показывает, сдвинуты ли у скважины обе фазы или одна.

Кросс-плот показания метода пористости (плотности, интервального времени) и величины $R_t^{-1/m}$ для пластов одного интервала. Линии равной водонасыщенности — прямые, выходящие из точки скелета на оси бесконечного сопротивления; линия водоносных пластов даёт параметр скелета и $aR_w$ при заранее принятом $m$.

График накопленной суммы превышений забойного давления закачки над пластовым, умноженных на время, против накопленной закачки. При установившейся закачке точки ложатся на прямую с наклоном, обратным коэффициенту приёмистости: рост наклона говорит о засорении призабойной зоны, падение — об очистке или раскрытии трещины.

График давления в остановленной скважине от логарифма отношения $(t_p + \Delta t)/\Delta t$. На участке радиального притока точки ложатся на прямую: её наклон даёт проводимость пласта $kh$, продолжение — давление $p^*$, а сравнение с последним забойным давлением — скин.

Зависимость отношения среднего пластового давления к коэффициенту сверхсжимаемости газа от накопленной добычи. Для замкнутой газовой залежи это прямая: она отсекает на оси добычи геологические запасы газа. При притоке воды точки ложатся выше прямой, и запасы по ней завышаются.

Сопоставление двух разрезов на графике глубин одних и тех же событий — кровель и подошв распространения видов, пеплов, реперов каротажа. Точки ложатся вблизи линии корреляции: её наклон — отношение скоростей накопления, горизонтальная ступень — перерыв в одном из разрезов.

Класс стали обсадных и насосно-компрессорных труб; число в обозначении по API 5CT — минимальный предел текучести в тысячах psi (у N-80 — 552 МПа). Для сред с сероводородом применяют группы с ограниченной твёрдостью (L-80, C-90, T-95).

Измерение давления в затрубном пространстве датчиком в КНБК во время бурения. По нему в реальном времени следят за эквивалентной циркуляционной плотностью, очисткой ствола, давлениями при спуске и подъёме колонны и признаками притока или поглощения.

Капиллярное давление, при котором несмачивающая фаза начинает входить в самые крупные связанные поровые каналы породы. Определяет высоту водонефтяного контакта над зеркалом свободной воды и удерживающую способность покрышки.

Давление в трещине, при котором её стенки сходятся при спаде давления после закачки. В однородном пласте равно минимальному главному напряжению; его находят по изменению характера спада давления после калибровочной закачки и используют для калибровки модели напряжений.

Давление, прочитанное на полулогарифмической прямой или её продолжении через 1 ч после пуска или остановки скважины. Задаёт положение прямой и входит в формулу скин-фактора; из-за влияния ствола оно может отличаться от фактического замера через час.

Давление на манометре стояка при циркуляции — сумма потерь давления в наземной обвязке, бурильной колонне, на долоте и в затрубье, а также перепадов на забойном двигателе и телесистеме, если они есть. Его изменение при неизменной подаче выдаёт забитую насадку, промыв колонны или проявление.

Давление в фонтанной арматуре над НКТ работающей скважины (буферное давление); его поддерживают штуцером или задаёт давление в сборной сети.

Давление, при котором при снижении давления из нефти выделяются первые пузырьки газа.

Давление, при котором жидкость и газ чистого вещества находятся в равновесии при данной температуре. Быстро растёт с температурой; кривая давления насыщенных паров заканчивается в критической точке.

Давление выше давления насыщения, при котором при снижении давления в пластовой нефти появляются первые частицы асфальтенов. Его измеряют на пластовой пробе по ослаблению проходящего света; ниже давления насыщения асфальтены частично снова растворяются.

Давление, при котором из газа выпадают первые капли жидкости.

Избыточное давление газа, при котором газлифтный клапан открывается на испытательном стенде при стандартной температуре (обычно 15,6 °C, 60 °F) и атмосферном давлении со стороны НКТ: $p_{\text{TRO}} = p_{\text{з}}^{\text{ст}}/(1 - R)$, где $p_{\text{з}}^{\text{ст}}$ — давление азота в камере при температуре стенда. Камеру заряжают азотом с поправкой на температуру клапана в скважине.

Добавка к гидростатическому давлению в стволе, когда колонна опускается: вытесняемый раствор уходит вверх по затрубью, и трение в нём давит на стенки. Растёт со скоростью спуска, с уменьшением зазора и с вытесняемым объёмом (колонна с закрытым низом); при подъёме тот же механизм снижает давление — это свабирование.

Давление в скважине, при котором раскалывается целая стенка ствола. Обычно выше минимального напряжения и зависит от обоих горизонтальных напряжений, прочности породы на растяжение и от того, проникает ли жидкость в породу, поэтому мерой напряжений не служит.

Давление, при котором константы равновесия всех компонентов смеси при данной температуре сошлись бы к единице, если продолжить их кривые за давление насыщения. Зависит от состава: чем тяжелее жидкость, тем оно выше; для смеси при её критической температуре равно критическому давлению. Служило параметром диаграмм констант равновесия и входит в формулу Уитсона — Торпа.

Давление, рассчитанное симулятором для ячейки, через которую проходит скважина. Оно выше забойного на перепад в окрестности скважины и не равно среднему давлению по площади ячейки; их связывает модель скважины.

Избыточные давления на устье в бурильных трубах (SIDPP) и в затрубном пространстве (SICP) после закрытия скважины при проявлении и их стабилизации. По давлению в трубах находят пластовое давление и плотность раствора глушения; давление в затрубье больше, если флюид притока легче раствора.

Единица проницаемости: 1 Д ≈ $0{,}987\cdot10^{-12}$ м²; на практике используют миллидарси (1 мД = 0,001 Д).

Время, за которое отражённая волна проходит путь от поверхности до отражающей границы и обратно, приведённое к вертикали; по нему строят временные сейсмические разрезы. Глубину находят по пластовым скоростям слоёв: в каждом слое $z = Vt/2$.

Заряженная поверхность частицы вместе с облаком противоионов в воде вокруг неё. Его толщина — порядка дебаевской длины $\kappa^{-1} \approx 0{,}304/\sqrt{I}$ нм (вода, 25 °C, ионная сила $I$ в моль/л): соль сжимает слой, отталкивание частиц слабеет, и глины флокулируют.

Модель пласта, в которой вокруг скважины есть зона другой проницаемости или подвижности конечного радиуса: повреждённая или обработанная зона, вода у нагнетательной скважины, выпавший конденсат. Пока возмущение не вышло далеко за зону, производная давления отражает её проницаемость; когда радиус исследования примерно в десять раз больше радиуса зоны (для зоны с проницаемостью в 3–5 раз ниже пластовой; при более сильном повреждении позже), она действует как скин.

Одновременное действие на трубу давления и осевой силы. Осевое растяжение снижает сопротивление смятию: сминающее давление пересчитывают с пределом текучести, уменьшенным в зависимости от осевого напряжения. Полный расчёт по трём напряжениям — осевому, кольцевому и радиальному — ведут по эквивалентному напряжению Мизеса.

Расчёт перетока через грань по давлениям только двух соседних ячеек, с проводимостью двух половин ячеек. Точна, если линия центров перпендикулярна грани, а оси анизотропии совпадают с осями сетки (K-ортогональная сетка); иначе её погрешность не исчезает при измельчении.

Объём нефти вместе с выделившимся из неё газом на единицу объёма дегазированной нефти: $B_t = B_o + B_g(R_{sb} - R_s)$. Выше давления насыщения равен $B_o$; используется в материальном балансе.

Удаление растворённого кислорода из воды снижением его парциального давления над ней — вакуумом или отдувкой бескислородным газом в колонне с насадкой или тарелками. По закону Генри равновесная концентрация пропорциональна парциальному давлению; остаток кислорода дочищают поглотителем.

Расход флюида, поступающего из пласта в ствол, приведённый к стандартным условиям. После пуска или остановки на устье отличается от дебита на устье, пока расширяется или сжимается содержимое ствола.

Нефть, из которой при заданных условиях сепарации выделился растворённый газ, приведённая к стандартным условиям. К её объёму относят газосодержание и объёмный коэффициент нефти.

Горизонтальный вращающийся барабан со шнеком: частицы оседают на стенку с ускорением в сотни и тысячи $g$, шнек выносит осадок, а жидкость с мелочью сливается с другого конца. В утяжелённом растворе возвращает барит и сбрасывает жидкость с коллоидами; в неутяжелённом и на углеводородной основе удаляет мелкую выбуренную породу и возвращает жидкость.

Выступ берега у устья реки, сложенный её наносами там, где река доставляет больше осадка, чем волны и приливы успевают унести: дельтовая равнина с рукавами и межрукавными заливами, фронт дельты с устьевыми барами, глины продельты. По преобладающему процессу дельты делят на речные, волновые и приливные: у первых песок в рукавах и барах, вытянутых от берега, у вторых — в береговых грядах вдоль берега, у третьих — в грядах поперёк берега.

Поступления и платежи денег, вызванные проектом, с указанием суммы, знака (приток «+», отток «−») и момента фактической оплаты.

Разность среднего пластового и забойного давления работающей скважины, $\bar p_R - p_{wf}$; от неё зависит дебит.

Схема последовательной задачи выбора: узлы решения (квадраты) чередуются с узлами случая (кругами), ветви несут денежные потоки и условные вероятности, концы путей — итоги. Свёртка справа налево — EMV в узлах случая, лучшая ветвь в узлах решения — даёт ожидаемую стоимость лучшей стратегии и саму стратегию.

Добавка к жидкости разрыва, которая после закачки разрушает полимер и снимает вязкость, чтобы жидкость вышла из трещины и не забила упаковку проппанта: окислители (персульфаты, в том числе в оболочке с медленным выделением), ферменты, кислоты. Избыток деструктора разрушает гель раньше, чем закроется трещина.

Восстановление кривой падения давления по КВД: к росту давления после остановки прибавляют продолжение снижения давления, которое дала бы работающая скважина за то же время, — при радиальном притоке $m\lg[(t_p + \Delta t)/t_p]$. Наклон $m$ уточняют итерациями; результат тот же, что у анализа по Хорнеру и по эквивалентному времени.

Изменение размеров и формы тела, выраженное безразмерно: относительным удлинением $e = (l - l_0)/l_0$, сдвиговой деформацией $\gamma = \mathrm{tg}\,\psi$, изменением объёма. Форму породы меняет разность главных напряжений; скорость деформации измеряют в с⁻¹ — в тектонике она порядка $10^{-15}$ с⁻¹.

Физические и химические изменения осадка и осадочной породы после отложения и до метаморфизма: уплотнение, растворение под давлением, цементация, рост аутигенных минералов, растворение и замещение. В отечественной литологии превращение осадка в породу называют диагенезом, а изменения породы при погружении — катагенезом; в англоязычной литературе всё это — диагенез.

График изменения давления и его логарифмической производной от времени в двойном логарифмическом масштабе. По форме кривых распознают режимы течения и выбирают модель пласта; с него начинают интерпретацию гидродинамических исследований скважин.

График зависимости показателя проекта от относительного изменения каждого параметра. Все линии проходят через точку базового варианта; наклон линии показывает чувствительность, длина — принятый диапазон параметра.

Горизонтальные столбики, показывающие размах показателя проекта при изменении каждого параметра от одного края его диапазона до другого; параметры расположены по убыванию размаха. Ранжирует параметры по влиянию, но не показывает вероятностей.

Проекция пластов обоих крыльев на плоскость разлома. Показывает окна, где коллектор одного крыла упирается в коллектор другого, и участки, где против коллектора стоят непроницаемые породы.

График забойного давления в зависимости от дебита, на котором совмещены линия притока из пласта и кривая лифта; их пересечение — рабочий режим скважины.

Гарантированный проходной диаметр обсадной трубы — диаметр шаблона, который протаскивают через трубу при контроле. Немного меньше номинального внутреннего диаметра (для колонн меньше 244,5 мм — на 3,18 мм); долото и другой инструмент должны быть меньше его.

Распределение денег между проектами, исходы которых не связаны: удачи одних покрывают неудачи других, и итог становится предсказуемее при той же ожидаемой стоимости. У $n$ одинаковых независимых долей разброс относительно среднего меньше в $\sqrt n$ раз; общий для всех проектов риск — например, риск одного плея — диверсификацией не убирается.

Превентор низкого давления с отводными линиями большого диаметра. При проявлении на малой глубине, когда порода под башмаком направления не выдержит давления закрытой скважины, он не закрывает скважину, а отводит поток в безопасную сторону.

Уровень жидкости в затрубном пространстве работающей скважины с насосом. Его измеряют эхолотом и по нему оценивают давление на приёме насоса и забойное давление; в остановленной скважине жидкость поднимается до статического уровня.

Отрезок прямой Бингама на оси напряжений: $\tau_0 = \theta_{300} - \eta_p$ в lb/100 ft² (1 lb/100 ft² ≈ 0,479 Па). Отражает силы притяжения между частицами раствора и влияет на вынос шлама.

График нагрузки на устьевой шток штангового насоса в зависимости от его положения за один цикл качания. У исправного насоса в статике это параллелограмм; по искажениям формы распознают газ в цилиндре, неполное заполнение, утечки в клапанах и обрыв штанг.

Соглашение, по которому годовой денежный поток считается полученным в середине года; при отсчёте от начала первого года показатель степени для года $n$ равен $n - 0{,}5$.

Сумма добычи по годам, умноженной на коэффициенты дисконтирования, $\sum_t Q_t/(1 + i)^t$. Показывает, сколько стоят запасы с учётом того, когда их добудут: те же запасы, добытые медленнее, дают меньшую дисконтированную добычу и меньший NPV.

Денежный поток периода, умноженный на коэффициент дисконтирования; так же называют метод оценки, основанный на приведении всех потоков проекта к одной дате.

Время, за которое накопленный дисконтированный поток проекта окончательно становится положительным: проект вернул вложения вместе с доходностью, равной ставке дисконтирования. Длиннее простого срока окупаемости; у обычного потока существует, только если NPV при этой ставке не отрицателен.

Опыт, в котором давление нефти при пластовой температуре снижают ступенями и на каждой ступени выпускают весь выделившийся газ. Даёт газосодержание и объёмный коэффициент на 1 м³ остаточной нефти, а также объёмный коэффициент, коэффициент сверхсжимаемости и плотность газа ступеней.

Расстояние, на котором значения свойства пласта ещё похожи друг на друга: по вертикали — сантиметры и метры, по горизонтали — от десятков метров до километров. Её сравнение с расстоянием между скважинами показывает, ведёт ли себя пласт как слоистый или как мелкая мозаика.

Глубина канала, пробитого зарядом. В паспорте её дают по стрельбе в бетонную мишень на поверхности, вместе со стенкой трубы и цементом; в пласте канал короче из-за прочности породы, напряжений, толщины колонны и зазора. Для расчёта скина берут длину канала в породе за стенкой ствола.

Диапазон вокруг оценки, который с заданной доверительной вероятностью (обычно 95 %) накрывает истинное значение параметра. Для среднего: $\bar x \pm t\,s/\sqrt N$, где коэффициент Стьюдента $t$ близок к 2 при большом числе образцов и больше при малом.

По PRMS — запасы, которые с обоснованной уверенностью будут коммерчески извлечены; при вероятностной оценке фактическое извлечение достигнет их с вероятностью не меньше 90 %. В казахстанской классификации доказанными называют запасы категорий A, B и C1 — это мера изученности, а не вероятности.

Узкая высокая ёмкость, соединённая со скважиной, для точного учёта объёмов раствора при спуско-подъёмных операциях: сколько долито при подъёме и сколько вытеснено при спуске.

Замещение кальцита (и арагонита) доломитом под действием растворов, приносящих магний. Замещение «моль на моль» уменьшает объём твёрдой фазы почти на 13 %, но требует прокачки сотен и тысяч объёмов пор раствора; часто доломит замещает известняк «объём на объём», и пористость в основном наследуется.

Долото с неподвижными резцами из поликристаллического алмаза на твердосплавной подложке, закреплёнными на лопастях стального или матричного корпуса. Резцы срезают породу; подвижных частей нет, поэтому рейсы длинные, но резцы чувствительны к ударам, вибрациям и перегреву.

Доля воды в общем потоке жидкости в данной точке пласта; зависит от насыщенности, вязкостей и относительных проницаемостей.

Доля денежного потока проекта до платежей государству (выручка минус все затраты), которую забирают роялти, налоги и другие платежи. Считают без дисконтирования или по приведённым потокам; способ расчёта указывают.

Отношение эффективной толщины — суммы прослоев, признанных коллектором по граничным значениям глинистости и пористости (иногда проницаемости), — к общей толщине пласта. Иногда в числитель берут эффективную нефтегазонасыщенную толщину (net pay), поэтому вместе с NTG указывают, какие отсечки в него вошли.

Доля участника совместного проекта в правах и обязанностях по контракту: в той же доле он оплачивает затраты и получает добычу. Работы от имени всех ведёт один из участников — оператор — по соглашению о совместной деятельности.

Наибольший объём притока, обычно газа, который можно закрыть в скважине и вымыть, не превысив давления начала поглощения под башмаком, при заданном превышении порового давления над давлением раствора. Определяется запасом между давлением поглощения под башмаком и давлением в скважине.

Процесс, при котором несмачивающая фаза вытесняет смачивающую, например нефть или газ вытесняют воду из гидрофильной породы при формировании залежи. Кривые капиллярного давления и ОФП дренирования отличаются от кривых пропитки.

Узел задвижек, трубопроводов и регулируемых дросселей, к которому флюид из закрытой скважины приходит по линии дросселирования. Дросселем задают давление в затрубном пространстве, а через него — забойное давление. Рабочее давление манифольда до дросселей включительно — как у плашечных превенторов сборки.

Единица шкалы гамма-каротажа, заданная эталонной моделью пласта: разность показаний в её зонах высокой и низкой радиоактивности принята равной 200 единицам API. Ориентировочно: меньше 10–15 в соли и ангидрите, 15–35 в чистых песчаниках, 80–150 в глинах.

Количество катионов, которое глина удерживает на поверхности и может обменять на другие, в миллиграмм-эквивалентах на 100 г сухой породы. Возникает из-за отрицательного заряда слоёв: у смектита 80–150, у иллита и хлорита 10–40, у каолинита 3–15 мг-экв/100 г. Измеряют, в частности, метиленовым тестом.

Объём жидкости в проточной линии и камере претеста опробователя, умноженный на её сжимаемость: сколько флюида должно прийти из пласта, чтобы давление у манометра выросло на единицу. Задаёт постоянную времени претеста $SK/(k/\mu)$; пока её влияние не закончилось, депрессия и восстановление искажены.

Жидкость — обычно рассол без твёрдой фазы, — столб которой уравновешивает пластовое давление при ремонте или заканчивании скважины. Уходя в пласт, она повреждает его, если несёт взвесь и полимеры или несовместима с глинами и пластовой водой; поэтому её фильтруют и подбирают по испытаниям.

Жидкость, которой раскрывают и растят трещину гидроразрыва и переносят в неё проппант: вода с понизителем трения, линейные и сшитые гели, вязкоупругие ПАВ, пены, загущённые углеводороды. Её вязкость при разных скоростях сдвига, утечки, способность держать проппант и разрушаться после закачки задают размеры и проводимость трещины и повреждение пласта.

Газ, который в пласте остаётся однофазным при любом давлении, но в сепараторе даёт углеводородную жидкость — конденсат. «Жирный» (wet) относится к углеводородной жидкости, а не к воде.

Давление на забое работающей скважины, обычно приведённое к глубине середины интервала перфорации.

Изменение амплитуды отражения с углом падения волны на границу, то есть с удалением приёмника от источника. Его описывают отрезком — отражением при нормальном падении — и градиентом; по ним отличают, например, мягкие газоносные пески от водоносных, но аномалия AVO — признак, а не доказательство газа.

Эмпирическая связь глинистости с индексом гамма-активности $I$: $V_{sh} = (2^{CI} - 1)/(2^C - 1)$, где $C = 3{,}7$ для третичных и $C = 2$ для более древних пород. Даёт меньшую глинистость, чем линейная оценка; коэффициент уточняют по керну.

Снижение проницаемости породы с ростом эффективного напряжения из-за сужения поровых каналов и закрытия трещин. Мала у прочных сцементированных пород и велика у слабых, плотных глинистых и трещиноватых; часто необратима.

Закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, чтобы поддерживать пластовое давление и вытеснять нефть к добывающим скважинам; самый распространённый способ разработки нефтяных месторождений.

Условия записи в начале диаграммы и в параметрах файла: скважина и отметка отсчёта глубин, рейс и интервал записи, диаметр долота, тип и свойства раствора, сопротивления раствора, фильтрата и корки с температурой замера, температура на забое и время после остановки циркуляции, состав сборки и выполненная обработка. Без них кривые нельзя исправить и интерпретировать.

Примесь фильтрата раствора на углеводородной основе в пробе нефти или газоконденсата. Фильтрат растворяется в нефти, снижает газовый фактор и давление насыщения; его долю контролируют при откачке опробователем и определяют в лаборатории, а свойства пересчитывают на чистый флюид.

Закачка в закрытую скважину, при которой флюид притока продавливают обратно в пласт. Применяют, когда приток нельзя или опасно поднимать на поверхность (например, газ с сероводородом) или циркуляция невозможна; давление закачки ограничено прочностью колонны, оборудования и пород под башмаком.

Расстояние между корпусом или башмаком прибора и стенкой скважины. Заполняющий его раствор попадает в зону исследования: нейтронный каротаж из-за него завышает пористость, плотностной занижает плотность.

Работы и оборудование, которые превращают пробуренный ствол в работающую скважину: конструкция забоя (открытый ствол, фильтр или зацементированная перфорированная колонна), канал для потока и лифтовая колонна с оборудованием для управления потоком и безопасного закрытия скважины.

Накопленная закачка вытесняющего агента, пересчитанная в пластовые условия (для воды $W_{inj}B_w$) и делённая на поровый объём элемента пласта или образца. В этих единицах решение задачи вытеснения не зависит от размеров элемента и темпа закачки.

Нагнетание газа в нефтяную или газоконденсатную залежь для поддержания пластового давления, вытеснения нефти или сохранения добытого газа в пласте. Наиболее устойчиво вытеснение при закачке в свод или в газовую шапку с расходом ниже критического; закачанный вдоль тонкого пласта газ быстро прорывается к скважинам.

Без перерыва друг на друга могут ложиться только отложения тех обстановок, которые в момент накопления соседствовали по латерали. На поверхностях размыва, несогласиях и разломах закон не действует.

В ненарушенном залегании каждый слой осадочных пород моложе подстилающего и древнее перекрывающего. Вместе с принципами первичной горизонтальности и латеральной непрерывности сформулирован Николаем Стено в 1669 году.

Соотношения для центробежного насоса при изменении частоты вращения: подача пропорциональна частоте, напор — её квадрату, мощность — кубу, КПД в подобных точках не меняется. Связывают соответствующие точки характеристик, а не рабочие точки насоса в скважине.

Остановка скважины клапаном, установленным у пласта, а не задвижкой на устье. Под клапаном остаётся малый объём жидкости, поэтому влияние ствола сокращается в десятки и сотни раз, и радиальный приток на кривой восстановления давления начинается через минуты.

Спуск глубинного прибора с датчиками давления и температуры в работающую скважину с остановками на заданных глубинах. В газлифтной скважине по излому профиля давления и ступенькам температуры находят, где газ входит в НКТ; профили используют и для проверки модели потока в трубах.

Вертикальное расстояние от свода ловушки до точки перелива — наибольшая возможная высота залежи в ней.

Превышение плотности бурового раствора над поровым давлением, при котором скважина с подводным устьем остаётся задавленной и после отсоединения райзера, когда раствор выше дна заменяет морская вода. Растёт с глубиной моря; под глубокой водой часто недостижим из-за узкого окна до давления гидроразрыва, и тогда при отсоединении скважину держат превенторы.

Сила, которую можно приложить к колонне сверх её веса (в наклонной скважине — сверх веса при подъёме), не превысив допустимой нагрузки на трубы $P_a$ — 90 % прочности тела трубы на растяжение. Требуемый запас обычно задают в 50–100 тыс. фунтов силы (0,22–0,44 МН).

Скважинные камеры ниже рабочего газлифтного клапана, обычно до самого пакера, с глухими пробками. Когда пластовое давление падает, а газа дают больше, ввод газа переносят в них канатной техникой, без подъёма НКТ, — если пусковые клапаны могут довести газ до новой камеры.

По PRMS — количества углеводородов, которые предполагается коммерчески извлечь по проектам разработки известных залежей с определённой даты при определённых условиях: открытые, извлекаемые, коммерческие и ещё не добытые на дату оценки. По неопределённости их делят на категории 1P, 2P и 3P; при вероятностной оценке это P90, P50 и P10. В казахстанских актах «запасами» называют и количество в недрах (геологические запасы), и его извлекаемую часть.

Эксплуатационные затраты года, делённые на добычу того же года, — обычно без налогов, амортизации и транспорта до рынка; состав показателя уточняют. Растут к концу жизни промысла, когда постоянные затраты делятся на падающую добычу, и с ростом обводнённости.

Затраты компании на поиск, оценку и разработку за период, делённые на прирост запасов за тот же период. Деньги и запасы плохо совпадают во времени, поэтому показатель усредняют за несколько лет и сравнивают только при одинаковой методике.

Удельные затраты или цена безубыточности с учётом всех затрат проекта с начала поисков: поиска и оценки, разработки, эксплуатации, накладных расходов и налогов. Противоположный подход — расчёт от текущей точки, без уже сделанных затрат; по нему принимают очередное решение.

Замкнутые тела подвижной воды внутри залежи — песчаные линзы, блоки, прогибы, — откуда нефть или газ при заполнении ловушки не смогли её вытеснить. Её давление не ложится на линию нефти, и контакт залежи по ней не проводят; не путать с остаточной водой в порах.

Угол между осью ствола скважины и вертикалью: 0° — вертикальный ствол, 90° — горизонтальный. Зенитный угол прямолинейного наклонного участка (участка стабилизации) в обычных скважинах стараются держать между 10 и 60°.

Уровень в залежи, на котором давления углеводородов и воды равны, а капиллярное давление равно нулю. Водонефтяной контакт лежит выше него на высоту, соответствующую пороговому капиллярному давлению.

Интервал залежи ниже давления насыщения между вторичной газовой шапкой и нефтяной частью, где газонасыщенность выше критической: выделившийся газ поднимается, а нефть стекает ему навстречу. Градиент давления в ней взвешен по подвижностям фаз: он проходит половину пути к газовому, едва газонасыщенность превысит критическую на несколько процентов, и становится почти газовым задолго до кровли зоны, поэтому по давлению видна лишь подошва зоны.

Часть пласта вокруг ствола, куда при бурении проник фильтрат бурового раствора; включает промытую и переходную зоны. Её диаметр $d_i$ растёт со временем и при том же объёме фильтрата больше в низкопористых породах.

Площадка на отражающей границе, отражения от всех точек которой приходят к приёмнику почти в фазе: пути до них длиннее кратчайшего меньше чем на четверть длины волны. Её радиус — около $(V/2)\sqrt{t_0/f}$, сотни метров на глубине нескольких километров; детали меньше неё до миграции размыты, а миграция сжимает её до долей длины волны.

Давление, отсчитанное от атмосферного, — то, что показывает обычный манометр. В газовые законы и расчёты свойств флюидов подставляют не его, а абсолютное: к избыточному прибавляют атмосферное давление, 0,101325 МПа (14,696 psi).

Шкала нейтронного каротажа, на которой показание равно пористости чистого водонасыщенного известняка при стандартных условиях калибровки. В песчанике такое показание меньше истинной пористости, в доломите больше.

Удлинение и укорочение НКТ, уплотнённых в пакере, при изменении давлений и температуры: от силы давления на уплотнения, раздувания (по закону Пуассона), температуры и спирального изгиба. Если уплотнения закреплены, изменение длины превращается в силу, которую воспринимают трубы, пакер и подвеска.

Скважинные системы, передающие на поверхность данные о траектории и свойствах пород прямо во время бурения.

Линия равной абсолютной отметки (или глубины) геологической поверхности — кровли или подошвы пласта, разлома. Изогипсы направлены по простиранию, сгущение изогипс означает более крутое падение: $\mathrm{tg}\,\delta = \Delta z/w$. Карта изогипс — структурная карта.

Часть залежи, которая не сообщается с остальными за время разработки — из-за разобщённых тел, выклиниваний, барьеров по разрезу или экранирующих разломов. Выдают его разные контакты и линии давления, различия в составе флюидов, быстрое падение давления и малый связанный объём; одинаковые начальные давления сообщаемости при добыче не доказывают.

Равновесие лёгкой литосферы на более плотной и податливой мантии: на глубине компенсации давление под любым участком одинаково. Поэтому высокие горы имеют глубокие корни, бассейн под весом осадков погружается, а территория при размыве поднимается.

Исследование газовой скважины на нескольких режимах одинаковой продолжительности с полным восстановлением давления между ними и одним длительным режимом. Даёт коэффициенты двучленной формулы притока, когда стабилизация каждого режима заняла бы слишком много времени.

Долото, в матрицу которого вкраплены мелкие зёрна алмаза; по мере износа матрицы обнажаются новые зёрна. Истирает очень твёрдые абразивные породы и требует высоких оборотов — обычно работает с турбобуром или высокооборотным двигателем.

Сжатие бассейна, образованного растяжением: сбросы оживают как взбросы, и толща, накопившаяся в бывших впадинах, выдавливается вверх в антиклинали. Ниже нулевой точки смещение по такому разлому остаётся сбросовым, выше — становится взбросовым.

Эмульсия, в которой сплошная фаза — углеводородная жидкость, а вода (обычно рассол хлорида кальция) раздроблена на капли, защищённые плёнкой эмульгатора. Основа большинства растворов на углеводородной основе: вода в ней не касается стенок скважины и шлама.

Подавление гидратации, набухания и диспергирования глин и глинистых пород буровым раствором: обменом катионов (калий, кальций), снижением активности воды, обволакиванием полимерами, закупоркой микропор. Ингибирующие растворы на водной основе — калиевые, известковые, гипсовые, гликолевые, силикатные, аминные.

Вещество, которое предупреждает гидратные пробки: метанол и гликоли, растворяясь в воде, снижают температуру образования гидратов — по формуле Хаммершмидта тем сильнее, чем выше их концентрация в воде и меньше молярная масса; малодозируемые ингибиторы замедляют рост кристаллов или не дают им слипаться.

Вещество, которое в концентрациях порядка единиц — десятков миллионных долей тормозит зарождение и рост кристаллов соли. Его задавливают в пласт, откуда он медленно выносится с водой, или дозируют в скважину. Ингибитор меняет скорость выпадения, а не равновесие, поэтому его применяют до начала отложений.

Разность общей пористости по плотностному и нейтронному каротажу и акустической пористости, $\phi_2 = \phi_t - \phi_S$: акустический каротаж почти не замечает каверн. Оценивает их долю в чистых карбонатах с жидкостью в порах, если параметры расчёта проверены в пласте без каверн.

Положение показания гамма-каротажа между линией чистых пород и линией глин: разность показания и линии чистых пород, делённая на разность линий глин и чистых пород. Это ещё не глинистость: её получают из индекса по линейной или эмпирическим нелинейным зависимостям.

Приведённая стоимость потока проекта без капитальных вложений, делённая на приведённые вложения: $\mathrm{PI} = 1 + \mathrm{NPV}/PV(I)$. Больше единицы, когда NPV положителен; при ограниченном бюджете проекты выбирают по его убыванию.

Величина $0{,}0314\sqrt{k/\phi}$ в микрометрах ($k$ в мД, $\phi$ в долях единицы) — характерный размер поровых каналов породы. Основа индикатора зоны потока FZI.

Скрининговый показатель склонности нефти к выпадению асфальтенов по групповому составу (SARA): отношение суммы насыщенных углеводородов и асфальтенов к сумме ароматических углеводородов и смол. Меньше 0,7 — асфальтены устойчивы, 0,7–0,9 — неопределённо, больше 0,9 — неустойчивы.

Десятичный логарифм отношения произведения активностей ионов соли в воде к её произведению растворимости. При SI > 0 вода пересыщена и соль может выпасть, при SI < 0 недонасыщена. Индекс говорит о возможности выпадения, но не о его скорости.

Доля пластового объёма отобранных нефти и газа, обеспеченная одним источником энергии: расширением нефти с растворённым газом, газовой шапкой, упругостью воды и пор или притоком законтурной воды. Сумма индексов равна единице.

Доля объёма породы, занятая флюидом с временами $T_2$ длиннее граничного, — подвижная часть пористости по ЯМК. Вместе с капиллярно-связанной водой она составляет эффективную пористость ЯМК; по смыслу близка к эффективной пористости отечественного подсчёта запасов — открытой пористости за вычетом остаточной воды.

Коэффициент модели скважины в гидродинамическом симуляторе, $2\pi kh/(\ln(r_0/r_w) + S)$: связывает дебит скважины с разностью давления ячейки и забойного давления; $r_0$ — эквивалентный радиус ячейки.

Показатель смачиваемости по опыту Амотта: $I_{AH} = I_w - I_o$, где $I_w$ и $I_o$ — доли нефти и воды, вытесненных самопроизвольной пропиткой водой и нефтью, от всего вытесненного объёма. Меняется от −1 (гидрофобная порода) до +1 (гидрофильная).

Десятичный логарифм отношения площадей под кривыми капиллярного давления при вытеснении воды нефтью и нефти водой, $W = \lg(A_1/A_2)$. Положителен у гидрофильной породы, отрицателен у гидрофобной; обычно лежит между −1 и +1.

Отношение затухания, которое цемент добавляет к волне по колонне в исследуемом интервале, к такому же затуханию в интервале полного сцепления того же цемента; по амплитуде $\text{BI} = \lg(A_{\text{св}}/A)/\lg(A_{\text{св}}/A_{100})$. Равен 0 в свободной колонне и 1 при полном сцеплении; это не отношение амплитуд.

Стоимость постоянного набора товаров и услуг относительно базового периода, принятой за 100. Индекс потребительских цен (ИПЦ) — основная мера инфляции; для затрат отрасли используют также индексы цен производителей и отраслевые индексы.

NPV при ставке компании, делённый на максимальную дисконтированную потребность в финансировании: стоимость, созданная на единицу денег, «замороженных» в проекте в худший момент. Для проектов с вложениями в начале близок к индексу доходности минус единица.

Индекс качества коллектора RQI, делённый на отношение объёма пор к объёму зёрен $\phi/(1 - \phi)$, мкм. По модели Козени — Кармана зависит только от геометрии пор — удельной поверхности, извилистости, формы каналов, — поэтому почти постоянен внутри типа породы; связь типа: $k = 1014\,\mathrm{FZI}^2\phi^3/(1 - \phi)^2$.

Зависимость дебита скважины от забойного давления.

Метод, измеряющий проводимость пород по вихревым токам, которые наводит в породе переменное магнитное поле катушек; проводящий раствор не нужен. Лучший выбор при пресном растворе и растворе на углеводородной основе; теряет точность в очень высокоомных породах и при очень солёном растворе.

Инженерная дисциплина о том, сколько нефти и газа находится в залежи, какую их часть, в какие сроки и каким способом выгодно извлечь. Опирается на свойства пород и флюидов, законы фильтрации и источники пластовой энергии; её задачи решают специалисты по разработке месторождений.

Расчёт начальных давлений и насыщенностей ячеек модели по давлению на опорной глубине, плотностям фаз, глубинам контактов и таблицам капиллярного давления. Глубина контакта во входных данных — уровень, где капиллярное давление равно заданному (обычно нулю), то есть зеркало свободной воды.

Измерение зенитного угла и азимута ствола на известных глубинах по стволу — в точках замера. По замерам рассчитывают координаты ствола, принимая его форму между точками по модели: отрезок, два отрезка или дуга.

Элементы на конце проволоки, каната или кабеля: канатный замок, грузовые штанги, ясс, шарнир и рабочий инструмент для конкретной операции. Штанги дают вес против выталкивающей силы давления и массу для удара яссом.

Функция $E_1(x) = -\mathrm{Ei}(-x)$ — интеграл от $\e^{-u}/u$ по $u$ от $x$ до бесконечности. Через неё выражается снижение давления вокруг скважины в неограниченном пласте. При $x < 0{,}01$ её заменяют логарифмом $-\ln(1{,}781x)$, при $x > 5$ она практически равна нулю.

Заканчивание, в котором пласты или интервалы разобщены пакерами, на входе каждого стоит клапан регулирования притока с управлением с поверхности, а давление и температуру каждого измеряют постоянные забойные датчики. Позволяет открывать, прикрывать, закрывать и исследовать пласты без внутрискважинных работ.

Изменение направления ствола скважины на единицу длины, обычно в градусах на 30 м.

Изменение зенитного угла на единицу длины ствола на участке набора (или снижения) угла: в градусах на 30 м, на 100 футов или на 10 м. При постоянной интенсивности участок — дуга окружности радиусом $R = 180\,l_0/(\pi i)$, где $l_0$ — базовая длина.

Мера количества трещин: линейная плотность $P_{10}$ — число трещин на метр линии наблюдения; на линии по нормали к системе обратная ей величина — шаг системы; $P_{32}$ — площадь трещин в единице объёма. Число трещин по стволу скважины пересчитывают в истинную густоту с поправкой Терцаги — делением на косинус угла между стволом и нормалью к трещинам.

Мероприятия, увеличивающие продуктивность скважины: удаление повреждения кислотными и другими химическими обработками, обход повреждения и увеличение приведённого радиуса гидроразрывом, повторная перфорация. Обработкой призабойной зоны (ОПЗ) обычно называют химическое воздействие на неё.

Расстояние в долях логарифмического цикла времени до замеров, по которым вычисляют производную давления в данной точке; обычно 0,1–0,3 цикла. Узкий интервал усиливает шум манометра, широкий сглаживает и искажает формы — срезает горб и растягивает переходы.

Время пробега упругой волны на единицу длины породы — величина, обратная скорости: $\Delta t = 10^6/V$ в мкс/м при скорости в м/с. Чтобы перейти от мкс/фут к мкс/м, значение делят на 0,3048. У скелета песчаника оно около 182 мкс/м, у воды — около 620 мкс/м.

Устойчивый рост общего уровня цен, то есть снижение покупательной способности денег; измеряется индексами цен. Снижение общего уровня цен называют дефляцией.

Во сколько раз вертикальный масштаб разреза крупнее горизонтального. На таком разрезе тангенс каждого наклона умножен на $V$: $\mathrm{tg}\,\delta_V = V\,\mathrm{tg}\,\delta'$ — пологие складки выглядят крутыми, разломы почти вертикальными, поэтому углы снимают с разреза без искажения.

Насыпное основание на мелководье, на котором бурят скважины и ставят оборудование почти как на суше; защищает их от волн и дрейфующего льда. Так обустроено месторождение Кашаган на северном Каспии, где глубина моря 3–4 м.

Испытание опробователем на кабеле, при котором два надувных пакера изолируют участок ствола длиной около метра, а насос отбирает флюид из всего интервала. Создаёт радиальный приток к интервалу, позволяет оценить его $kh$, испытывать плотные и трещиноватые породы и отбирать пробы при меньшей депрессии.

Опрессовка открытого ствола под башмаком колонны для определения давления, при котором порода начинает принимать раствор. При испытании до заданного давления (FIT, formation integrity test) закачку останавливают на заранее выбранном давлении: такое испытание подтверждает, что порода выдержит нужное, но её предела не показывает.

Исследование новой скважины компоновкой на трубах с пакером, испытательным клапаном у забоя и глубинными манометрами, обычно с двумя притоками и двумя восстановлениями давления. Даёт состав флюида и пробы, начальное давление, проницаемость, скин и продуктивность.

Испытание образца породы с осевым отверстием, который обжимают снаружи давлением до разрушения стенки отверстия. Стенка нагружена как стенка перфорационного канала или ствола — радиальное напряжение на ней равно нулю, — поэтому результат используют для прогноза выноса песка.

Длительная запись забойного давления при постоянном дебите до выхода на псевдоустановившийся режим. По темпу линейного снижения давления находят поровый объём области дренирования, по положению прямой — коэффициент формы.

Исследование скважины на нескольких последовательных режимах, каждый из которых доводят до стабилизации забойного давления; по замерам строят индикаторную линию. Для газовых скважин даёт коэффициенты двучленной формулы притока.

Запись снижения забойного давления после остановки закачки. По смыслу аналог кривой восстановления давления добывающей скважины; обрабатывается теми же методами с учётом зоны закачанной воды вокруг ствола.

Толщина пласта по нормали к напластованию. В скважине её находят по длине ствола в пласте и углу $\gamma$ между стволом и нормалью к пласту: $h = \Delta l\cos\gamma$. Карта истинных толщин — карта изопахит.

Доля сечения (объёма) трубы, занятая жидкостью при совместном течении с газом. Из-за проскальзывания газа в восходящем потоке она больше расходной доли жидкости $\lambda_L = q_L/(q_L + q_G)$; от неё зависит вес столба смеси.

Опыт с газоконденсатом: давление снижают ступенями и выпускают газ так, чтобы объём ячейки оставался равным объёму при точке росы. Даёт кривую выпадения конденсата, количество и состав отобранного газа и двухфазный коэффициент сверхсжимаемости.

Метод, который уточняет приближённое решение системы, пока невязка не станет малой. Простейшие — методы Якоби, Гаусса — Зейделя и последовательной верхней релаксации (SOR): каждое неизвестное пересчитывают по своему уравнению. На больших сетках они сходятся медленно, поэтому в симуляторах применяют методы Крылова с предобусловливанием.

Конечная точка кривой накопленного денежного потока: все поступления проекта за вычетом всех затрат и платежей, включая ликвидацию. Равен NPV при нулевой ставке дисконтирования и не учитывает, когда получены деньги.

Запись диаметра скважины по глубине. Сравнение с диаметром долота выявляет каверны и глинистую корку и служит первой проверкой качества каротажа.

Образование паровых пузырей в жидкости там, где давление падает до давления насыщенных паров, и их схлопывание ниже по потоку, где давление выше. Ограничивает подачу насосов и разрушает металл ударами схлопывающихся пузырей; в струйном насосе возникает у входа в камеру смешения.

Отношение напряжения сдвига к скорости сдвига в данной точке реологической кривой неньютоновской жидкости; зависит от скорости сдвига. По вискозиметру при 600 об/мин равна $\theta_{600}/2$ мПа·с. От неё отличают эффективную вязкость — вязкость ньютоновской жидкости, дающей в том же канале те же ламинарные потери давления.

Пористость, прочитанная по кросс-плоту двух методов пористости («нейтрон — плотность» или «акустика — нейтрон») в допущении чистого пласта с жидкостью; почти не зависит от минералов скелета. По ней рассчитывают кажущиеся параметры скелета; для точек выше линии песчаника её берут по линии песчаника при том же нейтронном показании.

Плотность, с которой газ входит в формулы плотностного каротажа: прибор считает электроны и откалиброван по известняку с водой, поэтому для метана $\rho_{a,g} \approx 1{,}334\,\rho_g - 0{,}188$ г/см³. Намного меньше истинной плотности газа, а у лёгкого газа формально отрицательна.

Плотность скелета, рассчитанная по объёмной плотности и кажущейся пористости в допущении пласта с жидкостью: $(\rho_b - \phi_{ta}\rho_f)/(1 - \phi_{ta})$. Для чистого пласта с жидкостью равна плотности смеси минералов; газ её занижает, а ошибка пористости в одну единицу меняет её примерно на 0,02 г/см³.

Приток воды по материальному балансу на дату, делённый на функцию притока выбранной модели горизонта на ту же дату. Если модель верна по форме, значение от даты не зависит; дрейф указывает на неверный размер, масштаб времени или геометрию горизонта.

Сжимаемость нефти ниже давления насыщения вместе с выделяющимся из неё газом: $-(1/B_o)\,\partial B_o/\partial p + (B_g/B_o)\,\partial R_s/\partial p$. В десятки раз больше сжимаемости недонасыщенной нефти; входит в общую сжимаемость при исследованиях скважин ниже давления насыщения.

Интервальное время скелета, рассчитанное по акустическому каротажу и кажущейся пористости тем же преобразованием, по которому построены точки минералов на палетке: уравнением среднего времени $(\Delta t - \phi_{ta}\Delta t_f)/(1 - \phi_{ta})$ или эмпирическим. Каверны его занижают, газ обычно завышает.

Объёмное сечение фотопоглощения породы, пересчитанное к нулевой пористости по кажущейся пористости: $(P_e\rho_e - \phi_{ta}U_f)/(1 - \phi_{ta})$. Вместе с кажущейся плотностью скелета образует кросс-плот, на котором смеси кварца, кальцита и доломита лежат в треугольнике и читаются в объёмных долях.

Сопротивление такой однородной среды, в которой зонд дал бы то же показание, что в скважине. Смешивает вклады раствора, зоны проникновения, пласта и вмещающих пород, поэтому сопротивление пласта получают из него после поправок.

Сопротивление воды, рассчитанное по сопротивлению пласта и его параметру пористости так, как если бы пласт был полностью водоносным: $R_{wa} = R_t/F$. В чистом водоносном пласте оно равно $R_w$, в пласте с углеводородами больше: $R_{wa} = R_w/S_w^n$.

Запасы, рассчитанные по материальному балансу для одной даты в предположении, что других источников энергии, кроме учтённых, нет. Для замкнутой залежи они от даты не зависят; рост от замера к замеру указывает на приток законтурной воды.

Угол наклона пласта на вертикальном разрезе, не перпендикулярном простиранию; всегда меньше истинного угла падения: $\mathrm{tg}\,\delta' = \mathrm{tg}\,\delta\,\sin\beta$, где $\beta$ — угол между разрезом и простиранием. На разрезе с искажённым вертикальным масштабом наклон к тому же преувеличен.

Подбор параметров интерпретации — например, плотностей скелета и флюида — так, чтобы расчёт по каротажу воспроизводил свойства, измеренные на керне. Требует увязки глубин, приведения керна к пластовым условиям и осреднения его в масштабе прибора.

Закачка небольшого объёма жидкости без проппанта с созданием трещины перед основным гидроразрывом. По записи давления при закачке и после остановки находят давление закрытия (минимальное напряжение), чистое давление и скорость ухода жидкости в пласт, а по участку после закрытия — пластовое давление.

Пласт между двумя параллельными непроницаемыми границами, перегороженный третьей с одной стороны: блок между разломами с поперечным разломом или русловое тело, которое с одного конца выклинивается. Поздний линейный приток в нём вдвое сильнее, чем в открытом канале той же ширины: наклон прямой $\Delta p$ — $\sqrt t$ и производная удваиваются.

Вода в мелких порах и в углах крупных, которую капиллярные силы удерживают при пластовых перепадах давления. По ЯМК — часть распределения $T_2$ от границы воды, связанной глинами (около 3 мс), до граничного времени; её объём в долях объёма породы обозначают BVI. Вместе с водой, связанной глинами, это вся неснижаемая вода: $(\mathrm{CBW} + \mathrm{BVI})/\phi_t$ — неснижаемая водонасыщенность; вместе со свободным флюидом — эффективная пористость ЯМК, $\phi_e = \mathrm{BVI} + \mathrm{FFI}$.

Разность давлений несмачивающей и смачивающей фаз на границе их раздела в порах.

Отношение вязких сил к капиллярным, $N_c = \mu v/\sigma$. При заводнении порядка $10^{-7}$; остаточная нефть начинает уменьшаться примерно с $10^{-5}\text{–}10^{-4}$, поэтому для её вытеснения снижают межфазное натяжение поверхностно-активными веществами.

Капитальные затраты на единицу суточной добычи или мощности, например в долларах на 1 барр./сут. Зависит от того, какой дебит взят — полка, средний или равноценный ровный, — и ничего не говорит о сроке добычи.

Затраты на создание или расширение активов, работающих годами: скважин, объектов обустройства, трубопроводов. Для налога и отчётности списываются постепенно, через амортизацию.

Карбонатная платформа, дно которой полого, обычно меньше чем на градус, опускается от берега в бассейн без резкого перегиба. Пояса выделяют по базисам обычных и штормовых волн; они широкие, поэтому фации прослеживаются на километры.

Сообщество организмов и условия, в которых рождается карбонатный осадок: скелеты кораллов, моллюсков, водорослей, фораминифер и известковый ил. Продукция мелководной фабрики зависит от света, а значит, от глубины и прозрачности воды, от температуры, солёности и количества обломочного материала; она наибольшая в верхних десятках метров тёплого моря.

Запись свойств пород приборами, которые опускают в скважину на бронированном каротажном кабеле после бурения интервала; кабель держит прибор, питает его и передаёт данные. Основную запись обычно ведут при подъёме прибора.

Скважинный прибор или его измерительная часть: источник поля или излучения и один или несколько приёмников на заданных расстояниях. Расстояние между источником и приёмником — длина зонда — определяет, насколько глубоко зонд видит пласт и насколько тонкие пласты различает.

Закрытая капсула с радионуклидом в активных ядерных приборах: цезий-137 испускает гамма-кванты 662 кэВ для плотностного каротажа, смесь америция-241 с бериллием — быстрые нейтроны для нейтронного. Источник излучает постоянно; его хранение, перевозку и работу с ним регламентируют нормы радиационной безопасности, и выполняют такие работы только обученные специалисты.

Структурная карта поверхности разлома по точкам, где его пересекли скважины, и по сейсмике. У плоского сместителя изогипсы — параллельные прямые через $\Delta z/\mathrm{tg}\,\delta$. Наложение на карты пласта даёт линии пересечения и многоугольники разлома. Не путать с диаграммой Аллана — проекцией пластов на плоскость разлома.

Карта равных истинных толщин пласта, измеренных по нормали к напластованию; карта изохор показывает толщины по вертикали. Нулевая изолиния проходит по границе распространения пласта — между скважинами, где он есть, и скважинами, где его нет.

Карта отражающего горизонта во времени: изолинии равного двойного времени $t_0$. Это ещё не структурная карта: её рельеф искажают изменения скоростей над горизонтом, и ловушку проверяют на карте в глубинах.

Столбик породы, выбуренный из пласта бурильной головкой с отверстием в центре и поднятый на поверхность в керноприёмной трубе. Главный прямой источник сведений о породе пласта; по нему калибруют каротаж.

Нерастворимая в органических растворителях часть органического вещества осадочных пород — основная его масса. При нагреве разлагается с образованием нефти и газа; по содержанию водорода выделяют типы I–IV: I и II нефтематеринские, III в основном газоматеринский, IV почти инертный.

Динамическая вязкость, делённая на плотность, $\nu = \mu/\rho$; мм²/с, численно равные сантистоксу. Её измеряют стеклянные капиллярные вискозиметры и приводят в анализах дегазированной нефти; в закон Дарси входит динамическая вязкость.

Поправка, убирающая зависимость времени прихода отражения от удаления: время на удалении $x$ уменьшают на $t(x) - t_0$, где годограф $t(x)$ — гипербола. Скорость, при которой годограф выпрямляется лучше всего, — скорость суммирования (скорость ОГТ); её подбирают анализом скоростей, и при пологих слоях она близка к среднеквадратичной скорости толщи.

Закачка кислоты в пласт при давлении ниже давления разрыва, чтобы растворить повреждающие материалы и часть породы вблизи скважины.

Гидроразрыв карбонатного пласта кислотой без проппанта: кислота неравномерно растворяет стенки трещины, и после снятия давления выступы не дают им сомкнуться. Применяют в прочных неоднородных карбонатах; в песчаниках неприменим.

Газ с заметным содержанием сероводорода; вместе с углекислым газом сероводород относят к кислым газам. Такой газ требует сероводородостойких материалов и особых мер безопасности; газ без сероводорода называют «сладким» (sweet).

Клапан в колонне НКТ ниже устья, перекрывающий поток, если устьевое оборудование повреждено или недоступно. Управляемый с поверхности клапан удерживается открытым давлением в гидравлической линии и закрывается, когда это давление сброшено.

Газлифтный клапан, у которого на сильфон действует давление в НКТ, а давление газа — только на площадь седла: он открывается, когда растёт давление в трубах у клапана. Ставится в скважинную камеру с другой схемой каналов, чем клапан, управляемый давлением газа.

Газлифтный клапан, который открывает давление закачиваемого газа в затрубье, действующее на сильфон против давления азота в камере. Давление в НКТ действует только на площадь седла и лишь немного снижает давление открытия; закрывается клапан, когда давление газа падает до давления азота.

Категория бурильной трубы по результатам дефектоскопии: «премиум» — остаток стенки тела не менее 80 % (две белые полосы), класс 2 — не менее 70 % (жёлтая полоса), класс 3 — износ больше; трубы с трещинами и промывами бракуют (красная полоса).

Классификация карбонатных пород по первичному строению: что держит каркас — известковый ил или зёрна — и были ли зёрна скреплены организмами. Мадстоун и вакстоун — ил с зёрнами (меньше и больше 10 %), пакстоун — каркас из зёрен с илом, грейнстоун — без ила, баундстоун — постройка, скреплённая организмами; название говорит об энергии среды осадконакопления.

Система кодов Международной ассоциации буровых подрядчиков (IADC) для сравнения долот разных изготовителей. Шарошечное долото описывают тремя цифрами и буквой: серия (1–3 — стальные зубья, 4–8 — твердосплавные зубки, по твёрдости пород), тип внутри серии, опора с защитой калибра, дополнительный признак. Долото с неподвижными резцами — буквой корпуса (M или S) и тремя цифрами: плотность оснащения, размер резцов, профиль.

Классификация карбонатных пород по главным зёрнам — интракластам, ооидам, биокластам, пелоидам — и по заполнителю между ними: спаритовому цементу (прозрачный кристаллический кальцит) или микриту (известковый ил из кристаллов в единицы микрометров). Название складывают из приставки и окончания: ооспарит, биомикрит.

Классификация пор карбонатных пород по их связи со структурой породы: избирательные по структуре (межзерновые, внутризерновые, межкристаллические, поры-отпечатки, фенестры, поры укрытия, каркасные), неизбирательные (трещины, каналы, каверны, пещеры) и смешанные. Избирательные поры прогнозируют по фациям, неизбирательные — по структурной и диагенетической истории.

Длинный стальной клин с наклонной поверхностью, который ставят в стволе на глубине зарезки: по нему фрезы прорезают окно в обсадной колонне, а долото уходит в новый ствол. Нужен для зарезки боковых стволов и ответвлений многоствольных скважин.

Часть пласта между двумя пересекающимися непроницаемыми разломами. В поздней части исследования производная давления выходит на уровень, в $360^\circ/\theta$ раз более высокий, чем при радиальном притоке ($\theta$ — угол между разломами), — по нему находят угол.

Фланцевый узел устья, в гнезде которого подвешивают обсадную колонну и который закрывает межколонное пространство. Нижнюю, однофланцевую, ставят на кондуктор, для каждой следующей колонны — двухфланцевую головку-катушку; на верхний фланец ставят превенторы следующего интервала.

Частицы подобранного размера — карбонат кальция, соль, волокна — в буровом растворе или жидкости глушения, которые быстро перекрывают поровые каналы на стенке и образуют тонкую внешнюю корку. По эмпирическому правилу они должны быть не меньше трети диаметра поровых каналов.

Передача команд с поверхности скважинным приборам MWD/LWD и роторной управляемой системе — обычно условной последовательностью изменений расхода раствора или частоты вращения колонны. Так меняют режим и последовательность передачи данных или задание отклонителю.

Сочетание двух способов подъёма в одной скважине: например, газлифт, облегчающий столб жидкости над электроцентробежным или винтовым насосом, или винтовой насос с погружным электродвигателем вместо штанг. Снимает ограничения каждого способа ценой более сложного оборудования.

Проходка на один станко-месяц (720 ч) календарного времени бурения и крепления скважины, включая непроизводительное время: $720H/T$. Техническую скорость считают так же по производительному времени; их отношение равно доле производительного времени.

Сосуд на нагнетательной линии бурового насоса, в котором азот за эластичной диафрагмой сглаживает колебания давления от толчков поршней. Без него пульсации расшатывают линии и мешают гидроимпульсной телеметрии.

В соглашении о разделе продукции — часть добычи, которую подрядчик получает в возмещение своих затрат, обычно не больше установленной доли добычи за период; невозмещённые затраты переносят на следующие периоды.

Отношение объёма закачанной воды (или газа) к объёму отобранных нефти, газа и воды, приведённых к пластовым условиям; при 100 % отбор полностью возмещён и пластовое давление поддерживается.

Зонд с двумя детекторами или приёмниками на разных расстояниях от источника. Скважина, корка и раствор влияют на них по-разному, и сравнение их показаний исключает это влияние; так устроены плотностной и нейтронный компенсированные приборы. В акустическом компенсированном зонде излучателей два — выше и ниже приёмников, и среднее двух встречных измерений исключает влияние расширений ствола и наклона прибора.

Центральный государственный орган, который по Кодексу о недрах Казахстана представляет интересы Республики в сфере недропользования: предоставляет и прекращает право недропользования, заключает контракты и контролирует их исполнение. По углеводородам — Министерство энергетики.

Тип гидродинамической модели, в которой сохраняется каждый компонент (или псевдокомпонент) смеси, а распределение компонентов между нефтяной и газовой фазами рассчитывается в каждой ячейке по уравнению состояния. Нужна, когда состав фаз заметно меняется: околокритические флюиды, обратная закачка газа, смешивающееся вытеснение.

Нижняя часть бурильной колонны над долотом: УБТ, центраторы, переводники, забойный двигатель или роторная управляемая система, датчики MWD и LWD. От её состава и расстановки центраторов зависит, будет ли ствол набирать, держать или снижать зенитный угол.

Столкновение гамма-кванта с электроном, при котором квант отдаёт часть энергии и меняет направление. Вероятность рассеяния пропорциональна числу электронов в единице объёма, на этом основан плотностной каротаж; ослабевшие кванты затем поглощаются при фотоэффекте.

Накопление конденсата вокруг газоконденсатной скважины, когда забойное давление ниже точки росы. Через эту зону проходит весь газ скважины, и насыщенность растёт до значений, при которых конденсат течёт, — намного выше, чем при истощении пласта; проницаемость для газа и продуктивность падают в разы.

Количество стабильного конденсата, получаемое из единицы объёма газа, в см³/м³ или г/м³; величина, обратная газовому фактору. При снижении давления ниже точки росы падает: конденсат остаётся в пласте.

Среднее пластовое давление, при котором дальнейшая добыча газа становится невозможной или невыгодной: давления не хватает, чтобы подавать газ в газопровод с приемлемыми дебитом и затратами на сжатие. Определяет извлекаемые запасы на графике p/Z.

Отношение мольных долей компонента в равновесных газе и жидкости, $K_i = y_i/x_i$. У лёгких компонентов больше единицы, у тяжёлых меньше; при низком давлении близка к $p_{s,i}/p$, а при пластовых давлениях зависит и от составов фаз и рассчитывается по уравнению состояния.

Число обсадных колонн, их диаметры, глубины спуска и интервалы цементирования вместе с диаметрами интервалов ствола. Колонны в порядке спуска: направление (conductor), кондуктор (surface casing), промежуточные (технические) и эксплуатационная колонна или хвостовик.

Систематический сбор и анализ данных о работе залежи и скважин — дебитов, газового фактора, обводнённости, пластового давления, профилей притока и приёмистости, положения контактов — для сравнения с прогнозом и выбора мероприятий.

Выделенный объём пласта — обычно ячейка сетки, — для которого подсчитывают массу вошедшего, вышедшего и накопленного флюида. Баланс в контрольном объёме точен при любом его размере; на нём построены уравнения ячеек гидродинамического симулятора.

Подтягивание подошвенной воды снизу или газа газовой шапки сверху к интервалу работающей скважины: под действием воронки депрессии граница раздела фаз выгибается к интервалу. Выше предельного дебита вода или газ прорываются в скважину.

Накопление смачивающей фазы у выходного торца образца керна, где капиллярное давление равно нулю. Завышает неснижаемую водонасыщенность при дренировании, в породе смешанной смачиваемости — и остаточную нефть, задерживает прорыв и искажает ОФП; ослабевает с ростом расхода и длины образца.

Относительная проницаемость нефти при неснижаемой водонасыщенности и воды при остаточной нефтенасыщенности. Вместе с этими насыщенностями задают границы кривых ОФП и соотношение подвижностей.

Принципиальное решение о том, как месторождение будет добывать и сдавать продукцию: откуда бурят скважины, где разделяют и подготавливают нефть, газ и воду, каким путём вывозят товарную продукцию, чем закачивают воду или газ и откуда берут энергию. Выбирают до детального проектирования, сравнивая варианты по NPV во всём диапазоне запасов.

Договор или лицензия, по которым компания получает исключительное право искать и добывать нефть и газ на участке и становится собственником добытой продукции, а государство получает свою долю платежами — бонусами, роялти и налогами. В Казахстане по углеводородам лицензий не выдают: право возникает из контракта.

Число сужений, сходящихся в поре, — обычно его среднее по породе или сети. Чем оно больше, тем больше у фаз обходных путей: ниже порог перколяции и меньше защемление.

Сопоставление разрезов скважин: какие пласты, пачки и поверхности одной скважины соответствуют каким в другой. Литостратиграфическая корреляция соединяет одинаковые породы, хроностратиграфическая — одновозрастные поверхности; результат — корреляционная схема и согласованные отбивки для карт и моделей.

Эмпирические формулы констант равновесия нефти и природного газа при давлениях до 6,9 МПа (1000 psia) и температурах до 93 °C (200 °F) — в области данных, по которым они подобраны: отрезок и наклон прямой Хоффмана — функции давления, параметры компонентов $b$ и $T_b$ — табличные, для фракции C7+ — по эффективному числу атомов углерода. Применяется для расчётов сепараторов.

Эмпирическая формула, которая оценивает давление насыщения, газосодержание или объёмный коэффициент нефти по газовому фактору, плотностям газа и нефти и пластовой температуре. Подобрана по лабораторным данным определённого набора нефтей и надёжна только в его пределах.

Слойки, наклонённые к границам слоя, — сохранившиеся подветренные склоны ряби и дюн, перемещавшихся по дну. Слойки падают по течению, поэтому по ним находят направление палеотечения; серии тоньше 4–5 см оставляет рябь, более мощные — дюны. Прямые гребни дают плоскую (табличную), изогнутые — мульдообразную косую слоистость.

Доля порового давления, которая разгружает скелет породы: эффективное напряжение равно $\sigma - \alpha p_p$. Равен $1 - c_r/c_{bc}$, где $c_r$ — сжимаемость зёрен, $c_{bc}$ — сжимаемость породы в целом; у рыхлых и слабых пород близок к единице, у плотных сцементированных — 0,6–0,9.

Стандартное отклонение, делённое на среднее арифметическое, — разброс в долях среднего. Для проницаемости служит мерой неоднородности: меньше 0,5 — порода однородна, от 0,5 до 1 — неоднородна, больше 1 — очень неоднородна. От него же зависит число образцов, нужное для надёжного среднего.

Отношение $R/(1 - R)$, где $R$ — отношение площадей седла и сильфона газлифтного клапана: на столько снижается давление газа, открывающее клапан, при росте давления в НКТ у клапана на единицу. У клапанов с малым седлом — несколько сотых.