Лекция 1. 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:
1. Детальное изучение геологического строения месторождений нефти и газа
2. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов (сера, гелий и т.д.)
3. Выбор и обоснование системы разработки месторождений, т.е. разработка их с использованием пластового давления, а когда ее недостаточно, то проектируют бурение нагнетательных скважин для поддержания пластового давления, в которые закачивают воду, попутные газы или другие газы, которые хорошо растворяются в нефти. С помощью ППД увеличивается нефтеотдача пластов.
4. Планирование добычи нефти, газа и конденсата на все годы разработки. Нефтяные месторождения разрабатывают 70-100 лет, а газовые – 35-70 лет
5. Контроль, регулирование и управление процессами разработки месторождений.
6. Обобщение опыта разработки месторождений.
7. Охрана недр и окружающей среды. Она заключается в использовании попутной воды, добываемой вместе с нефтью. Эта вода обладает высокой токсичностью и загрязненная ею почва долго не восстанавливает плодородие, а также в использовании попутного газа, часто сжигаемого в факелах.
Методы изучения залежей нефти и газа.
От качества и полноты геолого-промысловой информации, полученной на стадии поисково-разведочных работ и пробной эксплуатации скважин зависят:
1. Достоверность определения подсчетных параметров и оценка запасов
2. Выбор и обоснование системы разработки месторождений
3. Планирование добычи нефти, газа и конденсата.
4. Достижения максимальных коэффициентов нефте - газоотдачи пластов.
Все методы изучения залежей нефти и газа подразделяется на 9 групп:
1. Прямые.
Они основаны на непосредственном изучении месторождений по шламу, керну, пробам 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 состав 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, чтобы знать, как они будут изменяться в процессе разработки месторождений.
По пробам воды также определяют состав и свойства, а также газонасыщенность, содержание солей, определение типа воды и наличие газов, фенолов, бензолов и др. компонентов. Недостаток: Т.к. результаты исследований получены по отдельным скважинам, то они характеризуют только определенные точки на месторождение, и для получения общей картины строят различные карты: пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности, глинистости, карбонатности и другие. Чтобы их использовать при подсчете запасов, составлении проектов разработки и в процессе разработки.
2. Геофизические методы исследование скважин.
Методами ГИС определяют:
1. Кровлю и подошву продуктивных пластов.
2. Литологическую характеристику пластов.
3. Характер насыщения.
4. Общую эффективную и нефтегазонасыщенную толщину.
5. Коллекторские свойства.
6. Положение контактов.
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 следует учитывать при построении геологического разреза.
2. В одной или нескольких скважинах нет одного или нескольких пластов, это свидетельствует о наличии тектонического нарушения. При отсутствии пластов оно называется сбросом.
3. Если в скважине пласты повторяются дважды, то тогда тектоническое нарушение называется взбросом.
4. Если в отдельных скважинах отсутствуют несколько стратиграфических подразделений (например, палеоген или верхний мел), то это указывает на наличие стратиграфического несогласия, которое происходит при наступлении моря на сушу при размыве пород (трансгрессия).
5. Если в разрезе вскрывают вначале древние, а затем молодые породы, а затем снова древние, то это указывает на наличие опрокинутой складки.
6. По ГИС определяют литологические и тектонические экраны, т.е., когда происходит замещение коллектора непроницаемыми породами или когда тектоническое нарушение является экраном.
7. Методы ГИС используют для контроля разработки месторождений, по ним определяют характер продвижения контактов в скважинах, интервалы которых принимают воду и отдают нефть в добывающих скважинах.
3. Гидродинамические методы.
Различают три вида:
1. Метод установившихся отборов. Для этого 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 дебитом, 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:
К прод = Q н / дельта P депрессии = 90/2= 45 кубометров/сутки * МПа
Зная коэффициент продуктивности, можно определить проницаемость пласта:
Кпр = (Кпрод * Мю * (ln Rк/rс + С))/ 2*Пи*hн
Мю - вязкость нефти.
Rк - R контура питания = половине расстояния между скважинами.
r с – радиус скважины по долоту.
С – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия (С1) и характеру вскрытия (С2).
С1 учитывает весь пласт вскрыт бурением 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 высоко- и низкопродуктивные участки на месторождении. Это необходимо учитывать при составлении проектов разработки для обоснования расстояния между скважинами и их количестве, а также для обоснования системы 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, которое 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 альфа 2 = отношение К узп к К пзп - показатель снижения проницаемости призабойной зоны. За счет некачественного бурения или отложения парафинов, смол, битумов или при эксплуатации скважины.
Для восстановления проницаемости в ПЗП 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 основной части пласта с УЗП. 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 КВД 4, при котором альфа 1 меньше альфа говорит о том, 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, никакие обработки не помогают.
При КВД 4 нельзя определять Р пластовое, так как нет связи с основной частью пласта.
ЛЕКЦИЯ 2.
По итогам исследований можно определить оптимальные условия вскрытия продуктивных пластов. Для этого строят графики:
1. Зависимость показателя снижения проницаемости от дельта Р репрессии в %.
К узп/К пзп = функция от дельты регрессии, %
Как показывает анализ этих данных, оптимальное вскрытие обеспечивает репрессия не превышающая 8-10%
Не учёт этого фактора приводит к снижению проницаемости от нескольких единиц до 18-20 раз и поэтому долго осваивают скважины, долго не получают притоков. Вследствие этого недостаточного обоснованы площади нефтеносности, подсчетные параметры и достоверная оценки запасов. Это приводит к несоответствии проектных и фактических показателей разработки.
Т.к. при разработке производится массовое бурение скважин, необходимо обосновать плотность бурового раствора, водоотдачу, которые не снижают проницаемость пласта.
Аналогичным образом строят зависимость снижения проницаемости от водоотдачи и определяют оптимальную водоотдачу.
Водоотдача не должна превышать 3-4 см3/30мин.
При бурении скважины в Западной Сибири регрессия достигает 10-20%, а водоотдача 8-10% и поэтому продуктивные пласты задавливают.
3. Гидроропрослушивание
При гидропрослушивании в первой скважине меняют режим работы, т.е. она должна работает на различных штуцерах с разными дебитами т.е. она работает на различных штуцерах с разными дебитами, а во второй остановленной скважине глубинными манометрами замеряют забойное давление.
Если во второй скважине забойное давление изменится, значит между первым и вторым блоком есть гидродинамическая связь и залежь представляет собой единое целое, и тектоническое нарушение является проводящим.
Оба блока можно вырабатывать одной системой ППД т.е. системой нагнетательных скважин.
На гидродинамическую связь блоков указывают следующие факторы:
- одинаковый характер насыщения пластов.
- одинаковое положение ВНК.
- одинаковая величина приведенного пластового давления.
Если во второй скважине давление забойное не изменяется, то это говорит о наличии тектонического экрана, и каждый блок нужно разрабатывать по отдельности.
На отсутствие гидродинамической связи между блоками указывают:
- разный характер насыщения
- разное положение ВНК
- разная величина пластового давления
С помощью гидропрослушивания устанавливают гидродинамическую связь между отдельными скважинами, участками месторождения и между пластами. Это необходимо для обоснования проекта разработки и контроля за процессом разработки.
4. Изучение разрезов скважин с помощью дебитомеров и расходомеров.
Дебитомером определяют работающие на нефть или газ интервалы в скважинах.
Дебитомер представляет собой датчик турбинного типа, скорость вращения турбины прямо пропорциональна объему притока из интервала исследования.
Датчик поднимают по стволу скважины до забоя вверх и записывают профиль притока. (см. рисунок)
Согласно профилю притока, кровельная часть пласта вырабатывается недостаточно и необходимо провести дополнительную перфорацию, кислотную обработку или ГРП для улучшения Кпр это части пласта, чтобы выработать весь пласт.
Аналогично с помощью расходомеров определяют интервалы, которые принимают воду в нагнетательных скважинах, и по этим данным строят профиль прижимистости, добиваются того, чтобы весь пласт принимал воду и вырабатывался, а не отдельные проницаемые прослои.
5. Геохимические методы изучения скважины.
Они подразделяются на три вида:
а) Газовый каротаж. Его проводят в поисковых и разведочных скважинах, для этого на буровых устанавливают газокаротажные станции, которые автоматически регистрируют выход из скважины бурового раствора.
Записывают два показателя: общее содержание УВ и содержание тяжелых УВ. (см. рисунок)
По этим данным выделяют продуктивные пласты, а по содержанию тяжелых УВ определяют нефтеносные пласты.
б) Люминесцентно-битуминологический метод.
Шлам и керн содержат битумы и нефть, которые светят в УФ лучах.
Легкие нефти светятся голубым, синим и фиолетовым цветом. Тяжелые нефти светятся оранжевым, красным и коричневым цветам.
Этим методом также выделяют и выявляют продуктивные пласты.
в) Гидрохимический анализ пластовых вод.
Для этого проводят следующие исследования:
- анализ ионно-солевого состава пластовых вод, чтобы определить тип воды - гидрокарбонатно-натриевый, хлоридной кальциевый и др.
- определение содержания йода, бора, брома, хлора, гелия, серы.
- определение содержание водорастворимых органических веществ: нафтеновых кислот, битумов, фенолов и бензолов. Их наличие в воде указывает на нефтегазоносность региона. Также определяют pH, т.е. реакцию среды, если ph=7 - среда нейтральная, >7 - щелочная и <7 - кислая.
6. Метод изучения разрезов скважин по буримости пород (так называемый "механический каротаж")
Сравнительный анализ этих данных позволяет выделить различные по крепости породы: мягкие, средние, крепкие и т.д., что важно для обоснования геолого-технического наряда, тип долот, тип и скорость бурения и проходку на долото. При разбуривании пород-коллекторов увеличивается скорость бурения и проходка на долото, отмечаются провалы бурильного инструмента, поглощение бурового раствора, утяжеление бурового раствора или нефте-, газо-, водопроявления.
7. Термометрические методы изучения залежей.
Делятся на пять групп:
1. Замер пластовой температуры, это необходимо для установления теплового режима недр.
При проведении различных исследований т.к. достоверность показаний приборов зависит от температуры, а также для обоснования технологии бурения, т.к. буровые растворы обрабатывают различными хим. реагентами, свойства которых зависят от температуры. Знание температуры необходимо для при цементировании обсадных колонн для крепления скважин, т.к. существуют высоко - и низкотемпературные тампонажные цементы.
2.Термометрические исследования для выявления продуктивных пластов. На термограммах продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями. (см. рисунок)
Это связано с тем, что при разбуривании продуктивных пластов выделяются газы, которые при расширении поглощают тепл , и, поэтому на термограммах продуктивные пласта характеризуют отрицательные аномалии.
3. Изучение теплопередачи в продуктивных пластах при разработке залежи.
На участках, где активно вырабатывается залежь происходит резкое снижение пластового давления, а когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, из нефти выделяется газ и происходит падение температуры пласта.
При приближении законтурных вод температура начинает повышаться и поэтому регулярные замеры температур в добывающих скважинах позволяют определить обводнение скважин и наметить мероприятия предотвращающие это.
4. Изучение тепловых полей при внедрении системы заводнения.
Если в пласты закачивать холодную воду, то это приведет к охлаждению пласта, выпадение в осадок парафинов, смол, битумов, и снижении проницаемости пласта и падения дебетов.
Замер температур в добывающих скважинах позволяет выявить на какие скважины действует система ППД.
Исходя из этого для заводнения нужно использовать воду с температурой, близкой к пластовой. В Западной Сибири для этого используют водозаборные скважины, которые бурят на глубине 1000-1200 м в сеноманских отложения, в которых находится мощный водонапорный пласт, полученную воду используют в закачку нагнетательных скважин.
5. Термометрические методы за контролем теплового воздействия на пласт.
Для увеличение добычи используют:
- закачку горячей воды или пара в пласт (и вязкость нефти падает в несколько раз, увеличивается её подвижность и следовательно дебиты скважин)
- электроподогрев призабойной зоны пласта, где отлагаются парафины, смолы, битумы и снижена проницаемость пласта. Для их растворения в скважину спускают мощные электронагреватели
- термокислотное воздействие на пласт, для этого в интервал продуктивного пласта спускают магниевые стержни или магниевую трубку и затем производят закачку соляной кислоты. Магний и кислота выделяют большое количество тепла и производят прогрев пласта
- термохимическое воздействие на пласт.
при этом различают два вида воздействия
а) сухое горение - когда в продуктивные пласты закачивают кислород или воздух при реакции с нефтью образуются очаг горения и прогрев пласта, когда закачку прекращаются пламя гаснет, закачку производят компрессором.
б) влажное горение - когда в пласт закачивают порциями кислород или воздух и воду. Этот метод дешевле и эффективнее т.к. вода лучше вытесняет нефть. После теплового воздействия замеряют температуру в добывающих скважинах и определяют участки, на которые действует тепловое воздействие.
8. Методы получения информации по данным эксплуатации скважин.
а) замер дебитов скважин, по которым можно выделить высоко и низкопроницаемые участки, трещиноватость и взаимосвязь отдельных скважин.
б) замер пластового давления и построение карты изобар. По карте изобар определяют состояние пластовой энергии, а также эффективной системы заводнения. Если система ППД активно действует на участок, то дебит стабильно растет, а пластовое давление не изменяется.
в)определение процентного содержания воды в пробах нефти, которые отбирают на устьях добывающих скважин. По этим данным строят карты обводненности на различные даты. Сравнение этих карт во времени позволяет определить скорость и направление движения пластовых или закачанных вод.
г) построение карт разности давлений на текущую и предыдущую даты, по этим картам определяют эффективность действия системы заводнения. Если разность остается постоянной, значит, на этот участок активно действует система ППД.
При контроле за разработкой карты изобар, обводненности, разности давлений строят примерно 1 раз в квартал.
9. Геолого-промысловое методы
На основании детального анализа данных всех перечисленных методов, геологии дают комплексное представление о ФЕС продуктивных пласта, о состоянии пластовой энергии, эффективности системы заводнения, о степени выработанности залежи, о размещении остаточных запасов, об изменении физико-химических свойств пластовых флюидов. Для комплексной характеристики разработки месторождения строят детальные геологические профили (карты остаточных нефтенасыщенных толщин, запасов, а также различные схемы, и по этим данным устанавливают конечные коэффициенты нефте- и газоотдачи и конечный период рентабельной разработки месторождений)