Раздел первый

УЧЕТ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ ПРИ ПОДГОТОВКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ

Глава 1. Методы получения геолого-промысловой информации о залежах нефти продуктивных пластов

В процессе проведения комплекса геологоразведочных работ на нефтяном месторождении, подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки решаются вопросы методов получения и достоверности тех или иных геолого-промысловых параметров, учитываемых на различных стадиях подготовки месторождения к разработке, т. е. получения соответствующей геолого-промысловой информации о залежах продуктивных пластов.

От качества и полноты получаемой геолого-промысловой информации зависят правильность и объективная оценка заключающих­ся в залежах запасов нефти и газа, правильность составления до­кументов по проектированию разработки, полнота выработки за­лежей и величина конечного коэффициента нефтеотдачи.

В настоящее время существующие методы получения геолого-промысловой информации о продуктивных пластах и залежах неф­ти или газа можно подразделить на девять основных групп.

1. Методы, основанные на изучении залежей продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин (прямые методы).

2. Геофизические методы исследования разрезов скважин, продуктивных пластов.

3. Гидродинамические методы изучения нефтяных (газовых) залежей.

4. Методы получения информации о строении разрезов скважин с помощью дебитомеров и расходомеров.

5. Геохимические методы исследования продуктивных пластов.

6. Методы изучения разрезов скважин по буримости пород.

7. Термометрические методы изучения нефтяных (газовых) залежей.

8. Методы получения информации на основе анализа материалов эксплуатации добывающих скважин в процессе разработки нефтяных залежей.

9. Геолого-промысловые методы, позволяющие на основе обобщения комплекса всех получаемых материалов приобретать соответствующую информацию о нефтяной залежи.

1.1. Прямые методы исследования скважин

Рассматриваемые методы в нефтепромысловой практике принято называть прямыми, так как с их помощью можно судить непосредственно о литологическом строении пластов, коллекторских свойствах пород, нефтенасыщенности, физико-химических свой­ствах флюидов. Они позволяют получить наиболее объективную характеристику залежей.

Разрезы скважин изучаются по керну и шламу, а также по об­разцам горных пород, отобранным боковым грунтоносом. Извле­ченные на поверхность образцы горной породы из того или иного продуктивного пласта направляются в лабораторию, где опреде­ляется гранулометрический состав, пористость, проницаемость пород.

Комплексная обработка результатов лабораторных анализов позволяет рассчитать коэффициенты однородности, сортировки, ме­дианный диаметр зерен. По формуле Козени устанавливается за­висимость абсолютной проницаемости от пористости для несцемен­тированных пород:

k

(1.1)

_пр= ,

где S₀ — суммарная поверхность частиц в единице объема;

m — открытая пористость.

В значения пористости и проницаемости вводятся соответствую­щие поправочные коэффициенты, установленные В. М. Добрыни­ным для больших давлений и высоких температур на больших глубинах.

По части образцов определяются эффективная (фазовая) и от­носительная проницаемости, водонасыщенность, нефтегазонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения.

В процессе бурения, опытной и промышленной эксплуатации нефтяных месторождений отбираются пробы нефти и пластовой воды. По ним в лаборатории измеряются плотность и вязкость нефти и поверхностных и пластовых условиях, коэффициент усад­ки, объемный и пересчетный коэффициенты, поверхностное натяжение. По пробам пластовой воды определяются ее химическая характеристика, плотность, удельный объем, объемный коэффи­циент, коэффициент сжимаемости, вязкость, поверхностное натя­жение. Устанавливается отношение вязкости воды к вязкости неф­ти, а также плотности воды к плотности пластовой нефти.

Прямые методы исследования скважин дают наиболее полную и объективную оценку продуктивных пластов и нефтяных залежей, но в отдельных их точках.

1.2. Геофизические методы исследования скважин

Методика геофизических исследований, их интерпретация до­статочно подробно описаны в соответствующей литературе [9,13,17].

В процессе геологической интерпретации результатов геофизи­ческих исследований продуктивных пластов устанавливаются их литологическое строение, границы (кровля и подошва), общая и эффективная толщины, последовательность напластования, коллекторские свойства (пористость, проницаемость пород), глини­стость, нефтегазонасыщенность, контакты газ — вода (ГВК), во­да— нефть (ВНК), газ — нефть (ГНК). Кроме того, осуществляет­ся контроль за разработкой залежей.

При изучении последовательности напластования отмечаются следующие случаи.

1. Нормальное залегание пластов. В разрезе каждой скважины наблюдается повторение максимумов и минимумов кривой КС, со­ответствующих тем или иным пластам при горизонтальном или мо­ноклинальном их залегании.

2. Тектоническое нарушение — сброс. На каротажной диаграм­ме отмечается выпадение ряда пластов.

3. Тектоническое нарушение — взброс. На каротажной диаграмме наблюдается повторение пластов.

4. Наличие опрокинутой складки. Ядро такой складки слагают наиболее древние породы, периферийные части — более молодые. Поэтому на каротажных диаграммах фиксируется повторение слоев от молодых к древним, а затем снова — от древних — к молодым.

5. Фациальные замещения продуктивных пластов. В процессе детальной корреляции разрезов скважин на основе сопоставления комплекса промыслово-геофизических материалов устанавливается степень замещения продуктивных пластов глинистыми плотными породами. На основе анализа получаемых результатов делается вывод о макронеоднородности пластов. При этом продуктивный пласт может: а) расслаиваться глинистыми породами на ряд проницаемых­ пластов и пропластков; б) частично замещаться плотными породами в кровельной или подошвенной части; в) пол­ностью замещаться плотными породами на небольших участках. Кроме того, по положению относительно залежи нефти выделяют­ся неоднородности: а) краевые; б) центральные; в) площадные, распространенные локально по всей площади залежи.

Для количественной оценки неоднородности рассчитываются коэффициенты, характеризующие выдержанность пласта, его рас­члененность, литологическую связанность и песчанистость. Основой для расчета служат материалы детальной корреляции, литолого-фациальные и зональные карты.

Коэффициент расчлененности (К_Р) находится обычно в целом для залежи путем деления суммы всех песчаных прослоев Σn_i, установленных в пределах всего пласта в разрезах вскрывающих его скважин, на общее число этих скважин N:

K

(1.2)

_ρ= ,

Этот коэффициент характеризует неравномерность распростра­нения по площади песчаных прослоев и частоту фациальной из­менчивости.

Коэффициент песчанистости представляет собой отношение суммарной эффективной толщины песчаных прослоев ΣН_эф в сква­жине к общей толщине продуктивного пласта Н_общ:

K

(1.3)

_{пч= ,}

Коэффициент песчанистости показывает, какая часть пласта представлена песчаниками, а какая — замещена плотными глинистыми породами.

Коэффициент выдержанности (К_выд) количественно характери­зует степень распространения прослоя или пласта по площади за­лежи. Он вычисляется как частное от деления суммарной площа­ди распространения пласта ∑f_i на всю площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности F:

K

(1.4)

_выд= ,

Коэффициент связанности (K_св) количественно характеризует сообщаемость какого-либо прослоя с выше- или нижезалегающими. Этот коэффициент определяется как частное от деления суммар­ной площади зон слияния данного пропластка ΣS_св на общую пло­щадь его распространения в пределах залежи S:

K

(1.5)

_св = ,

Зоны слияния пластов называют еще гидродинамическими окнами.

6. Размывы и перерывы в осадконакоплении.

В практике разработки большое значение имеют геофи­зические методы контроля и регулирования. Среди них можно отметить следующие: 1) изучение распределения жидкости по стволу скважины; 2) анализ продвижения текущих контуров неф­теносности и обводнения эксплуатационных объектов. Для реше­ния этих задач используются расходомеры, дебитомеры, резистивиметры, плотностномеры, влагомеры, термометрия, ИННК, лока­тор муфт и др.