Глоссарий терминов

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

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

Произведение плотности породы на скорость распространения в ней продольной волны.

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

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

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

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

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.

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.

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

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.

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

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

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

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

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.

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).

Давление, создаваемое весом вышележащих пород и заполняющих их флюидов.

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

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

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.

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 из газа выпадают первые капли жидкости.

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

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.

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

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.

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

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

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

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

Отношение эффективной толщины — суммы прослоев, признанных коллектором по граничным значениям пористости, проницаемости, глинистости и насыщенности, — к общей толщине пласта.

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

Количество углеводородов, которое предполагается добыть из открытых залежей с определённой вероятностью при существующих технических и экономических условиях.

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.

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.

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

Зависимость дебита скважины от забойного давления.

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

Опрессовка открытого ствола под башмаком колонны для определения давления, при котором порода начинает принимать раствор.

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

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

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

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

Доля начальной нефти, вытесняемая из полностью промытого объёма пласта: $(1 - S_{wi} - S_{or})/(1 - S_{wi})$. Коэффициент извлечения равен его произведению на коэффициент охвата.

Отношение фактической продуктивности скважины к продуктивности той же скважины без скина; меньше единицы у повреждённых и больше единицы у обработанных скважин.

Множитель $(1+i)^{-t}$, переводящий сумму, получаемую через $t$ лет, в приведённую стоимость при ставке $i$.

Доля геологических запасов, которую удаётся или предполагается извлечь; равен произведению коэффициентов вытеснения и охвата.

Отношение дебита скважины к депрессии на пласт.

Отношение объёма реального газа к объёму идеального газа при тех же давлении и температуре.

Рост забойного давления после остановки добывающей скважины; по нему определяют проницаемость, скин-фактор и пластовое давление.

Давление в узле, необходимое, чтобы провести заданный дебит через все элементы системы после узла до сепаратора. При узле на забое — забойное давление, нужное для подъёма флюида по НКТ.

Снижение забойного давления после пуска скважины с постоянным дебитом.

Газонасыщенность, ниже которой выделившийся из нефти газ остаётся неподвижными пузырьками; обычно несколько процентов объёма пор.

Время, лучше всего описывающее генерацию, миграцию и накопление основной массы углеводородов нефтяной системы. К нему уже должны существовать ловушки и покрышки.

Возможная ловушка, замеченная на недостаточных данных. Прежде чем бурить, её доизучают, чтобы превратить в проспект или отбросить.

Участок коллектора, где углеводороды не могут мигрировать дальше и накапливаются.

Равенство отобранного из залежи количества флюидов и расширения оставшихся флюидов и пород; применяется для оценки запасов и режима работы залежи.

Упрощённый анализ кривой восстановления давления: давление строят от логарифма одного лишь времени после остановки. Верен, когда время остановки много меньше времени работы скважины.

Способы добычи, при которых энергию пласта дополняют насосом или закачкой газа в скважину.

Скорость углубления скважины во время бурения, обычно в метрах в час.

Плотность твёрдой фазы породы без пор: около 2,65 г/см³ у кварца, 2,71 у кальцита, 2,87 у доломита. Нужна для расчёта пористости по плотностному каротажу и служит проверкой лабораторных измерений.

Тип гидродинамической модели с тремя фазами — нефтью, газом и водой, — в которой обмен газом между нефтью и газовой фазой описывается газосодержанием и объёмными коэффициентами.

Колонна труб внутри обсадной колонны, по которой продукция поднимается от забоя к устью или по которой закачивают флюиды в пласт.

Доля порового объёма, занятая определённым флюидом — водой, нефтью или газом; сумма насыщенностей равна единице.

Уже произведённые затраты, которые не зависят от принимаемого решения и поэтому в его оценку не включаются.

Нефть при давлении выше давления насыщения: она могла бы растворить ещё газ, свободного газа в пласте нет. Нефть при давлении насыщения или ниже называют насыщенной.

Минимальная водонасыщенность, которой можно достичь, вытесняя воду нефтью или газом: вода плёнками на зёрнах и в мелких порах. Она неподвижна, поэтому из части пласта с такой насыщенностью приток безводный.

Часть порового объёма залежи, занятая нефтью или газом, в пластовых условиях: $\mathrm{GRV}\cdot \mathrm{NTG}\cdot\phi\cdot(1 - S_w)$. На единицу площади его выражают толщиной $h\,\phi\,(1 - S_w)$.

Тонкозернистая порода, обогащённая органическим веществом, которая при погружении и нагреве генерирует нефть и газ. Область, где она находится в зоне генерации, называют очагом генерации («кухней»).

Совокупность нефтематеринской породы, путей миграции, коллектора, покрышки и ловушки, сформированных в нужной последовательности.

Колонна стальных труб, которую спускают в скважину и цементируют для крепления ствола и разобщения пластов.

Доля объёма породы, занятая всеми пустотами — и сообщающимися, и изолированными. На керне её измеряют на раздробленном образце; плотностной каротаж даёт именно общую пористость.

Объём пород между кровлей и подошвой продуктивного пласта в контуре залежи, выше флюидального контакта, включая неколлекторы.

Отношение объёма флюида в пластовых условиях к его объёму в стандартных условиях.

Сумма стоимостей возможных исходов, взвешенных по их вероятностям.

Доля объёма пор, занятая нефтью, которая осталась в промытой части пласта после вытеснения водой или газом; удерживается капиллярными силами в виде разобщённых капель.

Доля объёма породы, занятая сообщающимися порами, доступными флюиду. Англоязычная effective porosity по керну соответствует открытой пористости; в русскоязычной петрофизике «эффективной» называют открытую пористость за вычетом объёма остаточной воды.

Неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины. Неуправляемое течение флюида по стволу из одного пласта в другой без выхода на поверхность называют межпластовым перетоком (underground blowout).

Отношение эффективной проницаемости для фазы к базовой (обычно абсолютной) проницаемости; зависит от насыщенности.

Отношение сопротивления породы при данной водонасыщенности к её сопротивлению при полном водонасыщении: $I = R_t/R_0 = S_w^{-n}$.

Отношение сопротивления породы, полностью насыщенной водой, к сопротивлению этой воды: $F = R_0/R_w$. Зависит от пористости и извилистости порового пространства; обычно $F = a/\phi^m$.

Удержание пластов давлением столба бурового раствора, превышающим поровое давление. Если он потерян и начался приток, включается вторичный контроль — герметизация устья противовыбросовым оборудованием.

Часть депрессии, которая расходуется в призабойной зоне сверх потерь в однородном пласте: $\Delta p_s = qB\mu S/(2\pi kh)$. Пропорционален дебиту.

Величина, обратная объёмному коэффициенту нефти, $\theta = 1/B_o$: доля пластового объёма нефти, которая остаётся нефтью в резервуаре. Усадкой называют убыль объёма, $(B_o - 1)/B_o$.

Интервал над водонефтяным (газоводяным) контактом, где водонасыщенность убывает с высотой от единицы до неснижаемой; здесь подвижны обе фазы и скважины дают углеводороды с водой.

Поисковая модель: группа известных и предполагаемых залежей и ловушек одного стратиграфического уровня с общими коллектором, покрышкой, источником углеводородов и типом ловушек. Близкое отечественное понятие — нефтегазоносный комплекс.

Снижение проницаемости призабойной зоны при бурении, заканчивании, добыче или ремонте скважины.

Показатель степени в зависимости $I = S_w^{-n}$. Около 2 в гидрофильных породах и заметно больше в гидрофобных, где вода образует отдельные капли.

Показатель степени в зависимости $F = a/\phi^m$ — наклон прямой $F(\phi)$ в логарифмических координатах. Около 2 в сцементированных песчаниках, меньше в трещиноватых и больше в кавернозных породах.

Доля объёма породы, занятая порами. Определяет, сколько флюида порода может вместить.

Давление флюида в порах породы. Нормальное поровое давление равно давлению столба пластовой воды от поверхности; выше нормального — АВПД, ниже — АНПД.

Сегодняшний эквивалент будущей суммы: сумма, которая, будучи вложенной под ставку дисконтирования, к сроку вырастет до этой будущей суммы.

Радиус идеальной скважины без скина с той же продуктивностью, что у реальной: $r_w' = r_w\e^{-S}$. Отрицательный скин «расширяет» скважину, положительный — «сужает».

Часть пласта вокруг ствола, обычно до нескольких метров, свойства которой изменены бурением, заканчиванием, эксплуатацией или обработкой. Из-за сходящегося потока её состояние сильно влияет на дебит.

Объём воды, поступившей в залежь из водоносного горизонта в ответ на снижение пластового давления.

Продолжающийся приток из пласта в ствол после закрытия скважины на устье, пока сжимается флюид в стволе. Проявление влияния ствола: из-за него ранние точки КВД лежат ниже прямой Хорнера.

Коэффициент, связывающий переток между соседними ячейками модели с разностью давлений в них; определяется размерами ячеек и их проницаемостью, осреднённой последовательно (гармонически).

Приствольная часть зоны проникновения, где фильтрат вытеснил почти всю пластовую воду и подвижные углеводороды. Её сопротивление $R_{xo}$ измеряют микрозондами.

Способность породы пропускать флюид под действием перепада давления; измеряется в дарси, миллидарси или квадратных метрах.

Твёрдые частицы — песок или керамика, — которые удерживают трещину гидроразрыва открытой после снятия давления.

Закартированная ловушка, для которой оценены возможные объёмы углеводородов и вероятность геологического успеха; готова к бурению поисковой скважины.

Комплекс превенторов и манифольдов для герметизации устья и управления скважиной при проявлении.

График зависимости NPV проекта от ставки дисконтирования; при нулевой ставке он равен недисконтированному итогу проекта, а ось ставок пересекает в точке IRR.

Составляющая скина, вызванная не изменением проницаемости, а геометрией притока: неполным вскрытием пласта, наклоном ствола, перфорацией. Кислотной обработкой не устраняется.

Расстояние от скважины, до которого за время исследования распространилось заметное возмущение давления.

Основной источник пластовой энергии, вытесняющей флюиды к скважинам: растворённый газ, газовая шапка, законтурная вода, упругость пород и флюидов, гравитация.

Перенос свойств пласта с детальной сетки на более крупную с сохранением его фильтрационного поведения.

Превышение давления в скважине над поровым давлением пласта на той же глубине. Если давление в скважине ниже порового (underbalance), пласт может проявлять.

Платёж государству долей добычи или выручки, не зависящий от прибыльности проекта.

Снижение давления под долотом при подъёме бурильной колонны: раствор не успевает перетекать под долото, и пласт может «подсосать» флюид в скважину. При спуске возникает обратный эффект — рост давления (surge).

Изучение строения недр по упругим волнам, отражённым от границ слоёв с разным акустическим импедансом.

Безразмерная величина, описывающая дополнительное сопротивление (положительный скин) или облегчение (отрицательный скин) притока в призабойной зоне.

Склонность поверхности породы предпочтительно контактировать с одной из жидкостей; определяет распределение фаз в порах.

Договор, по которому добытая продукция после возмещения затрат инвестора делится между государством и инвестором.

Отношение подвижности вытесняющей фазы к подвижности вытесняемой; при значениях больше единицы вытеснение менее устойчиво.

Удельное электрическое сопротивление пласта за зоной проникновения, основа расчёта водонасыщенности. Прямо не измеряется: его получают по глубоким зондам сопротивления с поправками.

Удельное электрическое сопротивление пластовой воды при пластовой температуре.

Процентная ставка, по которой будущие денежные потоки приводят к сегодняшнему дню; отражает стоимость капитала и риск.

Принцип, по которому сумма, полученная раньше, ценнее той же суммы, полученной позже: полученные раньше деньги можно вложить и получить доход.

Пересечение кривых притока и оттока в узле: дебит и давление, при которых пласт отдаёт столько, сколько способны пропустить трубы и наземное оборудование.

Расчёт работы добывающей системы совмещением кривых притока и оттока в выбранной точке — узле.

Эмпирическая связь удельного сопротивления чистого коллектора с его пористостью и водонасыщенностью.

Эмпирическая безразмерная индикаторная кривая скважины в пласте с режимом растворённого газа: $q/q_{max} = 1 - 0{,}2x - 0{,}8x^2$, где $x = p_{wf}/\bar p_R$.

Жидкая часть бурового раствора, прошедшая через глинистую корку в пласт. Контраст её сопротивления $R_{mf}$ с сопротивлением пластовой воды определяет, как проникновение проявится на кривых сопротивления.

Граница между зонами пласта, насыщенными разными флюидами: водонефтяной (ВНК), газонефтяной (ГНК) или газоводяной (ГВК). Ограничивает залежь снизу и задаёт объём пород при подсчёте запасов.

Сумма дисконтированных денежных потоков проекта; положительное значение означает, что проект создаёт стоимость при выбранной ставке.

Сумма всех притоков и оттоков проекта за период: выручка минус капитальные и эксплуатационные затраты и налоги.

Давление на глубине, выраженное плотностью жидкости, столб которой от нулевой отметки создал бы это давление. Позволяет сравнивать поровое давление, давление разрыва и плотность раствора в одних единицах.

Плотность раствора, которая в покое создавала бы такое же забойное давление, как при циркуляции с учётом потерь в затрубье.

Затраты на поддержание работы действующих объектов: персонал, энергия, реагенты, текущий ремонт. Обычно уменьшают налогооблагаемую прибыль в том же году.

Давление на продолжении прямой Хорнера при отношении $(t_p + \Delta t)/\Delta t = 1$. В новом пласте при малом отборе близко к начальному пластовому; в разрабатываемой залежи выше среднего давления в области дренирования.

Часть горного давления, которую несёт минеральный каркас породы: разность горного и порового давлений. Именно оно уплотняет породу и определяет её прочность.

Элементарный объём расчётной сетки гидродинамической модели; внутри него свойства пласта, давление и насыщенности считаются одинаковыми.

Зависимость объёма и фазового состояния пластовых флюидов от давления и температуры; определяется в лаборатории или по корреляциям.