13.02.13

Цели и задачи промысловой геологии.

Цель: промысловая геология изучает месторождения нефти и газа до начала разработки и в процессе их освоения с целью достижения максимального извлечения нефти и газа из недр.

Основные задачи: детальное изучение геостроения месторождения, подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, выбор и обоснование системы разработки месторождений (разработка их с использованием пластового давления, то проектирование бурения нагнетательных скважин), планирование добычи нефти, газа и кондесата на все годы разработки, нефтяные месторождения могут разрабатываться 70-100 лет, а газовые – 35-70 лет, контроль и регулирование и управление процессами разработки месторождений, обобщение опыта разработки месторождений, охрана недр и окружающей среды (использование попутной воды, добываемой вместе с нефтью, эта вода высокотоксична и загрязненная ею почва долго не восстанавливает плодородие, а также использование попутного газа, часто сжигаемого в факелах).

Методы изучения залежей нефти и газа.

От качества и полноты промысловой инфы, полученной на стадии поисковых разведочных работ и пробной эксплуатации скважин зависят достоверность определения подсчетных параметров и оценка запасов, выбор и обоснование системы разработки месторождений, планирование добычи, достижения максимальной отдачи пластов.

Все методы изучения залежей нефти и газа подразделяется на группы :

Прямые. Основаны на непосредственном изучении месторождений по шламу, керну, пробы нефти, газа, конденсата и воды, по шламу и керну определяют литологию, содержание флоры и фауны и стратиграфическую принадлежность пород, коллекторские свойства, глинистость, карбонатность, нефтегазоводонасыщенность и другие свойства. По пробам нефти и газа определяют их свойства и зависимость свойств от давления и температуры. В частности, определяют плотность, вязкость, давление насыщения, газовый фактор, объемный коэффициент, пересчетный коэффициент, коэффициент усадки и другие параметры. По этим данным строят различные графики зависимости параметров, дабы знать, как они будут изменяться в процессе разработки месторождений. По пробам воды также определяют состав и свойства, а также газонасыщенность, содержание солей и определение типа воды и наличие газов, фенолов, бензолов и др. Недостаток прямых методов. В силу того, что результаты исследований получены по отдельным скважинам, то они характеризуют только определенные точки на месторождениях и для получения общей картины строят различные карты пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности, глинистости, карбонатности и другие. Дабы их использовать при подсчете запасов, составление проектов разработки и в процессе разработки.

Геофизические методы исследование скважин. Методами ГИС определяют 1) кровлю и подошву продуктивных пластов 2) литологическую характеристику пластов 3) характер насыщения (нефть, газ или вода) 4) общую эффективную и нефтегазонасыщенную толщину 5) коллекторские свойства 6) положение контактов (нефти или газа с водой).

При интерпретации данных в ГИС могут быть следующие случаи 1) во всех скважинах на каротажных диаграммах последовательно повторяются одни и те же максимумы и минимумы, это говорит о нормальном залегании пластов, что необходимо учитывать при построении георазрезов 2) в одной или нескольких скважинах нет одного или нескольких пластов, что говорит о наличии тектонического нарушения (когда пластов нет – то это сбросы). 3) если пласты повторяются дважды, то это взброс 4) если в нескольких скважинах нет целых стратиграфических подразделений (например, палеоген или верхний мел, то это указывает на наличие стратиграфического несогласия, которое происходит при наступлении моря на сушу при размыве пород) 5) Если в разрезе вскрывают вначале древние, а затем молодые породы, а затем снова древние на наличие опрокинутой складки 6) по ГИС определяют литологические и тектонические экраны (то есть, когда происходит замещение коллектора непроницаемыми породами или когда тектоническое нарушение является экраном) 7) Методы ГИС для контроля разработки месторождений (по ним определяют характер продвижения контактов в скважинах, интервалы которых принимают воду и отдают нефть в добывающих скважинах

Методы гидродинамические. Различают три вида: метод установившихся отборов, для этого в скважину, в которой получен нефть или газ отрабатывают на режимах (штуцерах) с различными дебитами и забойными давлениями. На штуцерах они работают определенное время с постоянным дебетом, поэтому это называются методом установившихся отборов, по этим данным строят индикаторные диаграммы.

(см. фото)

Дельта Р депрессии = Р пластовое – Р забойное

По прямолинейному участку индикаторной диаграммы в точке А с помощью касательной определяем коэффициент продуктивности = Q н / дельта пластового депрессии = 90/2= 45 кубометров/сутки * МПа

Зная коэффициент продуктивности, можно определить проницаемость пласта к пр = К прод * Мю * (ln Rк/р с + С)/ 2*Пи*hн

R контура питания = половина расстояния между скважинами

Р с – радиус скважина по долоту

С – коэффициент, учитывающий несовершенство скважина по степени вскрытия и характеру вскрытия

С1 учитывает то весь ли пласт вскрыт или нет. С2 зависит от количества отверстий на один метр пласта при проведении перфорации. h н – нефтенасыщенная толщина пласта, определяется по ГИС. По этим данным строят карты продуктивности и проницаемости пласта. По ним выявляют высокие и низкопродуктивные участки по месторождениям. Это необходимо учитывать при составлении проектов разработки для обоснования расстояния между скважинами и их количестве, а также для обоснования систем заводнения и мероприятий повышения нефтеотдачи пластов. Индикаторные диаграммы необходимы, чтобы обосновать оптимальные дебеты скважин, при которых они длительное время будут работать без обводнения, прорыва газа и без разрушения пласта (пласт разрушается, когда вместе с нефтью выносится песок, вынос песка приводит к разрушению промыслового оборудования). Это метод установившегося штуцера.

2. Метод неустановившихся отборов. После отработки скважины на режимах её останавливают для восстановления забойного давления до пластового, потому что забойное давление уменьшилось в связи с эксплуатацией скважины. Восстановление забойного давления записывают глубинным манометром. После расшифровки диаграммы манометра строят кривые восстановления давления (КВД).

Т – время работы скважины до остановки.

Дельта t – время записи восстановления давление глубинным манометром. Прямолинейная зависимость 1 свидетельствует, что пласт однороден по проницаемости, качественно вскрыт бурением, скважина работает с максимальной продуктивностью. Чем меньше штриховая линия, тем выше проницаемость пласта. Продолжая штриховую линию до пересечения с осью Р забойное, определяют пластовое давление. Излом КВД 2 говорит о сниженной проницаемости призабойной зоны (ПЗП).

Отношение альфа 1 к отношению альфа 2 = отношение коэф узп к к коэф пзп - показыватель, во сколько снижена проницаемость призабойной зоны – это показатель. За счет некачественного бурения и отложения тех же битумов при эксплуатации скважины. Для восстановления проницаемости и увеличения дебетов скважины необходимо проводить обработку пласта раствором соляной кислоты, различными растворителями или проводить гидроразрыв пласта, чтобы выйти за пределы зоны со сниженной проницаемостью и установить связь с основной частью пласта. По КВД 2 также можно определять Р пластовое.

Двухслойный или S-образный характер КВД-3 свидетельствует, что на участке а проницаемость восстановлена, а на участке б проницаемость снижена, и также требуется обработка пласта. Выпуклый характер КВД4 когда альфа 1 меньше альфа говорит, что проницаемость снижена на значительном расстоянии от скважины и нет гидродинамической связи с основной частью пласта. Только расформирована небольшая часть со сниженной проницаемостью (участок А). По таким объектам в открытом стволе получают слабые притоки нефти и газа, а в обсаженных скважинах промышленные притоки недостижимы, ибо никакие обработки не помогают. При КВД 4 нельзя определять Р пластовое, так как нет связи с основной частью пласта.

27.02.2012

По итогам исследований можно определить оптимальные условия вскрытия продуктивных пластов. Для этого строят градиент.

Зависимость показывает зависимость снижения к пр под дельтой регрессии

К узп/К пзп = функция от дельты регрессии, %

Как показывает анализ этих данных оптимальное вскрытия объема регрессии не превышает 8-10%

Не учёт этого фактора приводит к снижению проницаемости от нескольких единиц до меньшей от 18-20 раз и поэтому долго осваивают скважины. Часто впоследствии не получают притоков из-за этого недостаточного обоснования площади нефтеносности или подсчетных параметров и оценки запасов. Это приводит к несоответствии проектных и фактических показателей разработки.

При разработке производится массовое бурение скважин, необходимо обосновать плотность бурового раствора для того, чтобы водоотдача не снижала проницаемость пласта.

Аналогичным образом строят зависимости снижения проницаемости от водоотдачи.

При бурении скважины в Западной Сибири регрессия достигает 10-20%, а водоотдача 8-10% и поэтому продуктивные пласты задавливаются.