Конспект_2_продовження

ГЕОЛОГІЧНІ ДОСЛІДЖЕННЯ В СВЕРДЛОВИНАХ

Мета та завдання геологічних досліджень. Прямі та опосередковані методи досліджень.

Від якості і повноти отриманої геологопромислової інформації залежить об'єктивність оцінки запасів нафти і газу в покладі, правильність складання документів із проектування розробки, темпів відбору, повноти виробки покладів і величини кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі.

Методи одержання геолого-промислової інформації про продуктивні пласти та поклади нафти і газу, що існують на даний час, можна поділити на дев’ять основних груп.

1. Методи вивчення продуктивних пластів безпосередньо за зразками гірських порід і відібраними із свердловини пробами нафти, газу та води.

Ці методи у нафтопромисловій практиці прийнято називати прямими. За їх допомогою можна судити безпосередньо про літологічний склад пластів, колекторські властивості, нафтонасиченість, фізико-хімічні властивості нафти, газу і води. Продуктивні пласти вивчають за зразками гірських порід-керну і шламу, які відбираються в процесі буріння. Крім цього, з свердловини відбирають зразки гірських порід боковим ґрунтоносом. Вилучені на поверхню зразки гірської породи з того чи іншого продуктивного пласта відправляють у лабораторію, де визначають гранулометричний склад породи, пористість, проникність, тріщинуватість, наявність фауни, вікову належність порід та ін.

У процесі буріння, дослідно-промислової експлуатації нафтових родовищ відбирають також проби нафти і пластової води, які відправляють в лабораторію для визначення густини і в’язкості нафти у поверхневих та пластових умовах, а також об’ємного і перерахункового коефіцієнтів, коефіцієнта усадки та поверхневого натягу. За пробами пластової води визначають хімічну характеристику, густину, об'ємний коефіцієнт, коефіцієнт стискання, в'язкість, поверхневий натяг, газовміст, тиск насичення, а також співвідношення в'язкості води до в'язкості нафти і густини води до густини нафти.

Прямі методи дослідження свердловин дають найбільш повну й об'єктивну оцінку продуктивних пластів і нафтових покладів лише в місцях їх дослідження.

2. Геофізичні методи вивчення розрізів свердловин

Без цього виду досліджень у даний час не буриться жодна свердловина. У процесі геологічної інтерпретації геофізичних досліджень встановлюють літологічну будову продуктивних пластів, їхні границі (покрівлю і підошву), загальну та ефективну товщини пластів (послідовність напластування), колекторські властивості (пористість, проникність), глинистість, нафтогазонасиченість та контакти - газоводяний (ГВК), водонафтовий (ВНК), газонафтовий (ГНК). Крім того, здійснюють контроль за розробкою покладів.

3 Гідродинамічні методи дослідження свердловин

Серед гідродинамічних методів дослідження свердловин виділяють методи усталених і неусталених відборів, гідропрослуховування й самопрослуховування свердловин.

Метод усталених відборів полягає в наступному. На кожному режимі експлуатації свердловини необхідно довести до постійних величин вибійний тиск Рвиб і дебіт нафти Q. Для кожного режиму розраховують депресію Р = Рпл - Рвиб. Потім в координатах Р і Q будують індикаторну криву, на прямолінійній ділянці якої розраховують коефіцієнти продуктивності і проникності.

Далі визначають фільтраційні характеристики найближчої до свердловини зони пласта: проникність kпр, гідропровідність kпрh/m, провідність kпр/h, рухомість kпр/m - на основі формули Дюпюї для сталого радіального припливу однорідної рідини:

де kпр - проникність колектора, м2;

K- коефіцієнт продуктивності, т/(доб. 0,1 МПа);

- в'язкість нафти в пластових умовах, Па с;

R- радіус дренування свердловини, м;

r - приведений радіус свердловини, м;

С - коефіцієнт, що враховує недосконалість свердловини за ступенем і характером розкриття;

h - ефективна товщина пласта, м.

Коефіцієнт продуктивності свердловини – важливий геологопромисловий параметр, який кількісно характеризує умови фільтрації рідини в тій чи іншій свердловині. Його враховують при розрахунках видобутку нафти в процесі проектування розробки нафтових родовищ.

Друга група методів досліджень свердловини базується на теорії неусталеної фільтрації рідини в покладі і дає змогу визначати параметри пласта без попереднього врахування радіуса свердловини, радіуса дренування свердловини і коефіцієнтів додаткових фільтраційних опорів. Ці методи передбачають побудову кривих відновлення тиску, які обробляють за методиками, запропонованими різними дослідниками. У результаті оброблення кривих відновлення (падіння) тиску визначають проникність, гідропровідність, п'єзопровідність, рухомість, провідність віддалених зон пласта.

Для гідропрослуховування вибирають дві свердловини – збурювану і реагуючу. У реагуючу свердловину опускають глибинний диференційний манометр ДГМ-4, за допомогою якого уловлюють імпульс тиску від збурюваної свердловини. За результатами фіксування підвищеного імпульсу тиску будують експериментальну криву, яку накладають на теоретичну криву і суміщають до майже повного спів падіння. Потім за допомогою палетки визначають фільтраційні параметри найбільш віддалених ділянок пласта: проникність, гідропровідність, провідність, рухомість. Відсутність імпульсу у

реагуючій свердловині свідчить або про наявність літологічних екранів, або про заміщення продуктивних пластів щільними глинистими породами. Отже, вказане дозволяє застосувати метод гідропрослуховування для встановлення гідродинамічного зв’язку:

а) між нафтовою й законтурною частинами покладу; б) між окремими ділянками покладу;

в) між окремими пропластами великих нафтових пластів або горизонтів.

4.Методи вивчення розрізів свердловини за допомогою дебітомірів і витратомірів

Визначення дійсної величини робочої потужності експлуатаційного об'єкта має велике значення для встановлення відборів нафти, проектування систем підтримання пластового тиску, тобто для прогнозування методів регулювання процесу розробки в межах кожного об'єкта розробки. Це дуже важливо і для визначення пошарової неоднорідності пластів. Крім того, комплексна обробка дебітограм і витратограм дозволяє знайти величину коефіцієнта охоплення при закачуванні води в пласт із метою підтримки пластового тиску. При цьому слід пам'ятати, що величина робочої потужності із зростанням депресії збільшуватиметься.

Визначення профілю припливу у нагнітальних свердловинах має велике значення для встановлення інтервалів перфорації, оцінки пошарової неоднорідності, прогнозування виробки запасів із покладу, просування фронту закачуваної води і проектування всіх систем регулювання розробки експлуатаційних об'єктів.

Дослідження свердловин глибинними витратомірами дозволяють визначити і зіставити величини охоплення пластів закачуванням в процесі нагнітання води з аналогічними величинами у ході вивчення профілів відпливу по ближніх видобувних свердловинах, а також простежувати зміни динаміки закачування води в часі.

Таким чином дані профілів відпливу і припливу на нафтових родовищах дають змогу зробити висновок про можливість вивчення неоднорідності нафтових покладів, оцінити робочі товщини пластів, а також вирішити окремі питання щодо контролю і регулювання розробки.

5.Геохімічні методи вивчення розрізів свердловин

Слід виділити три основні методи вивчення розрізів свердловин:

1)газовий каротаж;

2)люмінісцентно-бітумінологічний аналіз проб;

3)гідрохімічний аналіз підземних вод.

Два перших методи застосовують для вирішення окремих питань оцінки нафтогазоносності надр у процесі пошуку і розвідки нафтових і газових родовищ.

Гідрохімічний аналіз підземних вод полягає в наступному. Проби води з кожного водоносного пласта відправляють у хімічну лабораторію, де визначать такі їх характеристики:

1)іонно-сольовий склад кожної проби води;

2)вміст мікрокомпонентів (йод, бром, бор, амоній);

3)види і кількість водорозчинних органічних речовин;

4)реакцію середовища, тобто лужно-кислотні властивості води, які характеризуються концентрацією водневих іонів (рН) та також окислюювально-відновним потенціалом (Eh).

З метою геологічної інтерпретації результатів аналізу будують типові гідрогеологічні розрізи, де відображають іонно-сольовий і газовий склад вод різних горизонтів. Ці матеріали можна використати під час зіставлення пластів нафтових і газових родовищ. У інших випадках ці дані дозволяють зафіксувати розривні порушення за різкою зміною іонно-сольового складу вод.

У процесі розробки нафтових покладів гідрохімічні параметри змінюються у широких межах. Це пов'язано з просуванням до вибоїв нових порцій води іншого фізико-хімічного складу. Часто внаслідок порушення цементного кільця або по тектонічних тріщинах спостерігається обводнення продуктивного пласта – надходження пластової води іншого гідрохімічного складу з іншого водоносного горизонту.

За аналізами проб води визначають шляхи її надходження і належність до того чи іншого горизонту (верхні, нижні, проміжні води, води тектонічних тріщин та ін.).

У процесі підтримання пластового тиску в нафтовий поклад закачують прісні, морські, а також пластові води з вище або нижче залягаючого горизонту.

Уцьому випадку склад пластової води нафтового покладу змінюється в результаті фізико-хімічних процесів і залежить від умісту кисню і різних сполук сірки. В умовах пласта різко посилюються окисно-відновні процеси, які призводять до значного збільшення вмісту сульфатів, сірководню і вуглекислоти у пластовій воді за якими визначають розміщення фронту закачуваної води і язиків обводнення.

6. Метод вивчення розрізів свердловин за буримістю порід

Цей метод називають ще механічним каротажем, оскільки він базується на залежності спрацювання доліт у часі, витраченому на проходку 1 м стовбура свердловин. Порівняльний аналіз цих матеріалів дозволяє виділити в розрізі пласти різної густини та міцності. Цей метод використовують при визначенні літологічного складу порід у процесі розвідувальних робіт і досить рідко враховують у нафтопромисловій практиці.

7. Термометричні методи

Ці методи отримання інформації про геолого-промислові і фільтраційні характеристики продуктивних пластів (покладів) ще недостатньо застосовуються на нафтових промислах. Термометричні методи можна поділити на п'ять груп:

1)вимірювання пластової температури;

2)термодинамічні методи дослідження пластів і свердловин;

3)термографічні дослідження свердловин;

4)методи вивчення теплових полів нафтових покладів при закачуванні в них холодної води при внутрішньоконтурному заводненні;

5)термометричний контроль при тепловій дії на пласт.

1 Вимірювання пластової температури необхідне для: визначення умов формування покладів нафти і газу; вивчення теплового поля Землі (визначення геотермічного ступеня і геотермічного градієнту); встановлення технічних умов при геофізичних і тампонажних роботах у свердловині. Окрім цього, ці дослідження проводять для вивчення властивостей флюїдів (нафти, газу, конденсату і води) у пластових умовах з метою підрахунку запасів, проектування та аналізу стану розробки при встановленні режиму покладу, динаміки руху підземних вод. Вивчення розподілу температури у стовбурі свердловини за допомогою електротермометра дозволяє виявити аномальні ділянки, що свідчать про наявність тектонічних порушень як в межах структури, так і в межах нафтового або газового покладу. Ці дані враховуються у процесі розробки покладів. Велике значення вони мають у зв'язку з пошуками нафти і газу на великих глибинах.

2 Термодинамічні методи досліджень свердловин і пластів ефективні для визначення гідродинамічного стану покладів нафти і газу, які розробляються. Криву зміни температури, заміряну під час роботи свердловини з постійним відбором, можна переробити в криву депресій навколо свердловини. Це дозволяє зафіксувати такі фільтраційні параметри, як гідропровідність, провідність, рухомість, проникність. Дослідження теплопередачі в продуктивних пластах можна вивчати значну частину покладів із точки зору термо- і гідродинамічної їх оцінки та отримати важливу геолого-промислову інформацію про найбільш активні, пасивні і застійні ділянки покладу. Побудова відповідних карт або схем дозволяє більш диференційовано підходити до проектування, аналізу стану розробки нафтових і газових покладів, оцінювання ступеня виробки запасів і кінцевого коефіцієнта нафтогазовіддачі.

3 Термографічні дослідження свердловин. Під час дослідження діючих свердловин на термограмах виділяються чіткі аномалії, викликані дросельними або калориметричними ефектами. Інтерпретація діаграм дає можливість встановити ефективну товщину пластів, їх продуктивність, перетоки рідини з одного пласта в інший. У нагнітальних свердловинах визначають інтервали водопоглинання, приймальність. Окрім цього, вивчають технічний стан свердловини, порушення герметичності експлуатаційних колон.

4 Методи вивчення теплових полів нафтових покладів під час закачування в них холодної води при внутрішньоконтурному заводненні.

Нафтовий пласт охолоджується локально. Радіус зони охолодження при закачуванні води протягом 4 -5 років досягає 200-250 м. Подальше закачування води і охолодження пласта призводить до збільшення в'язкості нафти, випадання парафіну в пластових умовах та значного зниження продуктивності свердловин.

5 Термометричний контроль при тепловій дії на пласт.

Існують такі методи теплового діяння на продуктивні пласти: а) закачування пари; б) електричне прогрівання привибійної зони;

в) створення рухомого вогнища горіння; г) термокислотне імпульсування на вибої і всередині пласта; д) закачування гарячої води.

Термометричний контроль полягає у встановленні закономірностей просування теплових потоків як у привибійній зоні, так і в межах всього пласта та зміни фізико-хімічних властивостей нафти й продуктивності свердловин.

8. Методи отримання інформації за даними експлуатації видобувних та нагнітальних свердловин

Аналізуючи дані видобувних свердловин за співвідношенням дебітів нафти, можна зробити висновок про характер колектора, закономірності зміни колекторських властивостей по площі покладу, а також про наявність тріщинуватості та орієнтацію тріщин у межах площі покладу. За зміною кількості піску судять про характер колектора, ступінь його зцементування. На основі відбору проб нафти на гирлі кожної видобувної свердловини визначають відсоток води і роблять висновки про характер просування контурів нафтоносності та наявність язиків обводнення.

Фіксування і аналіз змін пластових тисків по площі і розрізу нафтових покладів у часі дозволяють оцінити характер колектора і колекторські властивості, зробити висновки щодо розвитку того чи іншого режиму в покладі. За величинами пластових тисків у кожній видобувній і нагнітальній свердловині будують карти ізобар, за якими розраховують середньозважені по площі і об'єму покладу пластові тиски в межах зовнішніх контурів нафтоносності або в межах зони відбору. Аналіз карт ізобар дозволяє проводити контроль і регулювати процес розробки, приймати заходи зі збільшення або зменшення об'єму закачуваної в пласт води, приймати відповідні рішення з метою покращення стану розробки кожного експлуатаційного об'єкта.

За результатами вимірюваня пластових тисків у видобувних і нагнітальних свердловинах будують також карти зміни пластових тисків (визначають різницю між значеннями пластового тиску в одній і тій же свердловині на поточну і попередню дати досліджень). За цими картами можна оцінити ефективність закачування води в пласт, встановити наявність екранів, зон заміщення пласта щільними непроникними породами, вирішити питання щодо перенесення закачування води в інші свердловини або в іншу частину покладу.

9. Геолого-промислові методи

На основі детального аналізу усіх методів отримання геологопромислової інформації про продуктивні пласти створюється комплексне геологопромислове уявлення про будову покладу, розподіл загальних, ефективних і нафтонасичених товщин, границі покладу, уточнюються колекторські властивості, оцінюються неоднорідність, фільтраційні параметри пласта, фізико-хімічні властивості флюїдів, встановлюються дебіти нафти, газу, води, початковий пластовий тиск, динаміка його зміни в часі, газові фактори, продуктивність свердловини, приймальність нагнітальних свердловин, режим покладу обирається метод підтримання пластового тиску.

Геологопромислові особливості нафтових покладів вивчають шляхом побудови кореляційних схем, геологічних розрізів, карт, схем, які характеризують будову продуктивних пластів. На базі комплексної оцінки геологопромислових особливостей продуктивних пластів (покладів), розраховують кондиції і визначають кінцеву нафтовіддачу при даній системі розробки

Класифікація свердловин за призначенням, що буряться на нафту і газ

На всіх стадіях геологорозвідувального процесу на нафту і газ під час розробки родовищ проводиться буріння свердловин

Основна мета буріння свердловин – вивчити розріз порід на глибинах, які є недоступними для дослідження іншими методами, а також безпосереднє розкриття й випробування нафтогазоносних горизонтів. Слід зауважити, що наявність в надрах нафти чи газу підтверджується лише результатами буріння.

Тільки буріння глибоких свердловин дає найбільш достовірну інформацію як про геологічну будову площ, так і про самі скупчення нафти і газу в надрах. Усі інші методи, що застосовуються для геологічного вивчення надр, опираються на дані буріння свердловин, і всі зроблені висновки та узагальнення можуть бути перевірені тільки бурінням.

Свердловин, які буряться для пошуків, розвідки та розробки родовищ нафти і газу поділяються на такі категорії:

-опорні свердловини буряться з метою вивчення основних рис геологічної будови значних територій і визначення загальних закономірностей розповсюдження комплексів осадових відкладів, сприятливих для нафтогазоутворення і нафтогазонагромадження.

Опорні свердловини буряться по спеціальній сітці із суцільним відбором керну і, як правило, до фундаменту, а в районах глибокого його залягання – до максимальної технічно можливої глибини.

-параметричні свердловини буряться для вивчення глибинної геологічної будови і порівняльної оцінки перспектив нафтогазоносності можливих зон нафтогазонагромадження, а також для одержання необхідних відомостей про геолого-геофізичну характеристику розрізу з метою уточнення результатів сейсмічних та інших геофізичних досліджень. Свердловини цієї категорії закладаються в межах локальних структур або профілями для регіонального вивчення тектонічних зон і буряться в сукупності з регіональними сейсморозвідувальними роботами. Відбір керну – не менше 20% від глибини свердловини.

-структурні свердловини буряться для виявлення і підготовки до пошукового буріння перспективних локальних структур (антиклінальних складок, зон екранування, виклинювання тощо), коли вирішення цих задач геофізичними методами є дуже складним і економічно недоцільним; у складних геологічних умовах - у комплексі з геофізичними методами для уточнення деталей будови площі, простеження порушень та перерв в осадонакопиченні тощо, а також в комплексі з геофізичними методами для встановлення віку горизонтів та отримання даних про їх фізичні параметри, перевірки положення опорних горизонтів, які виділених за даними геофізичних досліджень.

Свердловини цієї категорії, як правило, буряться до маркуючих (опорних) горизонтів, за якими проводиться побудова структурних карт. У даний час таких свердловин бурять мало і, як правило, в складних геологічних умовах у комплексі з геофізичними методами дослідження свердловин.

-пошукові свердловини закладаються на площах, підготовлених до глибокого буріння. До пошукових відносяться всі свердловини, закладені на новій площі до одержання першого промислового припливу нафти або газу із даного горизонту, а також перші свердловини, закладені на ті ж горизонти у відокремлених тектонічних блоках. Крім цього, свердловини, що закладені на нові горизонти в межах родовища бурять також до одержання перших промислових припливів нафти або газу. У пошукових свердловинах здійснюються геологічні, промислово-геофізичні і геохімічні дослідження з метою детального вивчення розрізу відкладів і їх нафтогазоносності.

У цих свердловинах проводиться поінтервальний відбір керну по розрізу, не вивченому бурінням, на межах стратиграфічних підрозділів та в перспективних на нафту і газ горизонтах у обсязі до 8–12% від глибини свердловини, а також випробування нафтогазоносних (водоносних) горизонтів із відбором проб флюїдів.

-розвідувальні свердловини буряться на площах з встановленою нафтогазоносністю з метою детального вивчення відкритих скупчень та підготовки запасів нафти і газу промислових категорій у необхідному співвідношенні, а також для отримання вихідних даних для складання проекту (схеми) розробки покладу. В процесі буріння проводиться відбір керну до 4–8% від її глибини в інтервалах залягання продуктивних горизонтів, промисловогеофізичні дослідження, випробування пластовипробовувачами та освоєння

продуктивних горизонтів після закінчення буріння, а також пробна експлуатація продуктивних горизонтів.

Під час розробки покладів розвідувальні свердловини часто використовуються як експлуатаційні.

- експлуатаційні свердловини буряться для розробки покладів та вилучення нафти і газу із земних надр. До цієї категорії входять видобувні,

нагнітальні, оціночні і спостережні (п’єзометричні та контрольні) свердловини.

Призначення нагнітальних свердловин – закачування (нагнітання) в продуктивний пласт води або іншого агенту (газу, повітря тощо) з метою витіснення нафти з колектора.

Основним завданням оціночних свердловин є уточнення меж відокремлення продуктивних полів і оцінка виробленості ділянок для уточнення раціональної розробки покладів.

Призначення спостережних свердловин – контроль за розробкою шляхом систематичного спостереження за зміною пластового тиску і просування водонафтового, газоводяного і газонафтового контактів у процесі експлуатації покладу.

Спеціальні свердловини буряться для виконання допоміжних робіт, які забезпечують нормальну технологію геологорозвідувального процесу і розробки родовища (для скидання промислових вод, ліквідації відкритих

другій і третій свердловинах відбір керну обмежений і приурочений до визначених стратиграфічних і літологічних границь або перспективних і промислових інтервалів. У наступних пошукових і розвідувальних свердловинах відбір керну проводиться лише в межах нафтогазоносних горизонтів і складає 4-8% від глибини свердловини.

В експлуатаційних свердловинах керн, як правило, не відбирається. Лише приблизно в 10% від загального фонду свердловин цієї категорії проходку інтервалів залягання нафтових або газових пластів роблять колонковими долотами з метою одержання додаткових даних про колекторські властивості продуктивних порід.

Рекомендується відбирати керн в інтервалах залягання продуктивних горизонтів також в процесі буріння нагнітальних свердловин. Детальна інформація про колекторські властивості пласта значною мірою допоможуть в освоєнні нагнітальних свердловин і регулюванні процесу заводнення.

При вивченні керну необхідно одержати наступні основні дані про:

1)наявність ознак нафти і газу;

2)літологічну характеристику порід і їх стратиграфічну належність;

3)колекторські властивості порід;

4)структурні особливості і можливі умови залягання порід.

До числа додаткових методів вивчення розрізів свердловин відносять: вивчення маркуючих горизонтів, шламу, гранулометричний і мікромінералогічний аналізи порід, вивчення мікрофауни, спорово-пилковий аналіз, вивчення карбонатності порід, люмінесцентно-бітумінологічний аналіз.

Вивчення маркуючих горизонтів. У процесі буріння свердловини або при інтерпретації каротажних діаграм повинен бути встановлений маркуючий горизонт (електричний репер). Знання його положення в розрізі свердловини дає змогу орієнтувати розріз загалом або його інтервали зокрема, що полегшує з’ясування положення окремих горизонтів.

Вивчення шламу. У випадку застосовування обертового буріння порода, яка розбурюється у вигляді дрібних часток або уламків (шламу), виноситься струменем бурового розчину на поверхню. Вивчення цих уламків дозволяє визначити характер порід, розкритих свердловиною. Однак, вивчаючи шлам можна встановити лише загальний літологічний склад порід і їхню зміну по розрізу, а іноді вловити уламки порід, що характеризують маркуючі горизонти. Детальну пошарову характеристику порід цим методом одержати не вдається.

Гранулометричний аналіз порід. При цьому аналізі в шламі визначається відсотковий вміст часток порід різної величини, як правило, ситовим методом. Зазначений метод можна застосовувати для характеризування крупних інтервалів розрізу: окремих пачок, світ, іноді маркуючих горизонтів.

Мікромінералогічний аналіз порід. Для цього аналізу використовують фракції гранулометричного складу порід, для яких вивчають складаючі їх мінерали. Виділені мінерали детально вивчають під мікроскопом. Отримані результати використовують для характеризування окремих інтервалів розрізу: окремих пачок, світ та ін.