Конспект_2_продовження

10)план опускання експлуатаційної колони з розрахунком процесу її цементування;

11)акт про опускання експлуатаційної колони;

12)акт про цементування колони;

13)акт про закінчення буріння й результати перевірки

колони на герметичність;

14)акт про відбивання цементного кільця за колоною;

15)акт про вимірювання відстані від муфти експлуатаційної колони до стола ротора;

16)акт про опресування свердловини;

17)акт на опускання насосно-компресорних труб;

18)акт про результати випробовування пласта;

19)акт про консервацію свердловини;

20)паспорт свердловини;

21)експлуатаційний журнал;

22)акт на ліквідацію свердловини.

ГЕОЛОГІЧНА ОБРОБКА МАТЕРІАЛІВ БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН

За результатами виконаних робіт для характеристики родовища складається пакет документів, який містить наступні:

1. Кореляційні схеми. При вивченні геологічної будови, підрахунку запасів, проектуванні та аналізі розробки родовища необхідно знати, як змінюються по площі і розрізу окремі стратиграфічні одиниці та продуктивні пласти, їх витриманість, умови залягання, постійність складу, товщини та ін.

Виділення в розрізі пробурених свердловин однойменних комплексів порід, свит, горизонтів і пластів, а також простеження їх по площі та визначення умов залягання проводять за допомогою кореляції. Кореляцією називають співставлення розрізів пробурених свердловин з метою виділення однойменних пластів та простеження їх границь. Кореляцію розрізів проводять за різними ознаками, до яких належать: біостратиграфічні – відмінності у фауністичній і флористичній характеристиках порід розрізу; хроностратиграфічні - вміст акцесорних мінералів, форма зерен, забарвлення, характерні включення у породі та ін.; літогенетичні - склад порід, ємніснофільтраційні властивості порід та ін.

На родовищах, що розробляються, основну інформацію про продуктивний розріз отримують за комплексом геофізичних досліджень в свердловинах (ГДС), тому при кореляції ці дані беруться за основу і доповнюються даними відбору і дослідження керну, випробування свердловин та ін.

При проведенні співставлення розрізів свердловин перш за все виділяють опорні горизонти, маркуючі пласти або пласти-репери, тобто такі пласти, фізико-літологічна характеристика яких зберігається в межах всього родовища, нафтогазоносного району або навіть регіону. Таким чином репером називають витриманий за площею і за товщиною пласт, який за промислово-геофізичними

характеристиками або іншими ознаками різко відрізняється від вище і нижчезалягаючих порід.

Кореляція дозволяє встановити послідовність залягання гірських порід, які розкриті свердловиною, виділити одновікові пласти, дозволяє простежувати за зміною їх товщин, літологічного і фаціального складів, встановити наявність тектонічних порушень. На основі узагальнення і інтерпретації результатів кореляції складають геологічні розрізи, структурні карти, карти товщин, карти неоднорідностей, по яких вивчають будову продуктивних пластів.

Виділяють три види кореляції: регіональну, загальну та детальну. Регіональна кореляція – це співставлення розрізів свердловин пробурених

в межах декількох площ або в цілому регіоні.

Загальна кореляція – співставлення розрізів свердловин, пробурених у межах якої-небудь площі або родовища.

Детальна кореляція – співставлення між собою частин розрізів свердловин в межах продуктивних пластів, горизонтів або продуктивної нафтогазоносної товщі.

Підсумковим документом при проведенні кореляції розрізів свердловин є кореляційна схема - креслення, призначене для відображення стратиграфічних співвідношень в розрізах свердловин. Тут фіксуються глибини залягання і товщини стратиграфічних підрозділів у всіх пробурених свердловинах. Зазвичай кореляційні схеми будують у вертикальному масштабі 1:2000; 1:1000; 1:500; 1:200. Такі схеми будують або у відповідності до розміщення свердловин на структурі, або по порядку їх номерів.

В результаті проведення кореляції складають нормальний і типовий розрізи родовища, які відображають середній розріз родовища, характерний для більшості свердловин. При нормальній тектонічній будові складають зазвичай один розріз, при блоковій тектоніці – декілька.

При складанні нормального розрізу враховують дійсну (істинну) товщину порід, а при складанні типового – вертикальну (рис. 1.2). Перерахунок вертикальної товщини пласта на істинну проводиться за рівнянням:

де hn - істинна (нормальна) товщина пласта, м; hb - вертикальна товщина пласта, м;

- кут падіння пласта.

Рисунок 1.2 - Схема співвідношення істинної та вертикальної товщин пласта

Крім нормального (типового) розрізу родовища, будують ще зведений геолого-геофізичний розріз (рис. 1.3). Він зручний для складання розрізів проектних свердловин, а також для тих випадків, коли встановлені значні зміни товщин гірських порід. Товщину всіх пластів при побудові цього розрізу вказують окремо в колонці від мінімальної до максимальної. З правого боку від літологічної колонки дають геофізичну характеристику всіх відкладів, з лівої – вказують ділянки розрізу, які охарактеризовані керном або боковим ґрунтоносом; точками показують наявність зразків із залишками флори і фауни.

2. Геологічні профільні розрізи. Вивчення родовища не вичерпується встановленням в результаті кореляції розрізів пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин стратиграфії відкладів, кількості пластів, їх товщин та складу порід. Основну інформацію про геологічну будову родовища надають профільні розрізи та структурні карти.

Геологічним профілем (розрізом) називається графічне зображення будови надр у вертикальній площині у заданому напрямку.

Геологічний профіль дає наочне уявлення про будову родовища або його продуктивної частини, показує зміну літолого-фаціального складу порід у різних напрямках і положення покладів нафти і газу та їхніх контактів між собою та водоносною частиною, полегшує проектування точок закладання розвідувальних та експлуатаційних свердловин, допомагає будувати структурні карти.

У залежності від напрямку лінії геологічного профілю по відношенню до довгої осі складки розрізняють:

-поперечний профіль, який проходить перпендикулярно до неї;

-поздовжній профіль, який проходить паралельно до неї;

-діагональний профіль, який проходить під гострим кутом до неї. Його будують, коли необхідно простежити лінії екранування (тектонічні порушення, лінії літологічного заміщення порід та ін.).

Лінії профільних розрізів слід розташовувати таким чином, щоб були найбільш повно висвітлені всі характерні особливості будови родовища. Тому, напрям профілю вибирають в залежності від розмірів і геологічної будови родовища та поставлених задач.

Геологічні профілі викреслюють у масштабі геологічної або структурної карти. Однак, якщо масштаб карти дуже малий, профіль необхідно будувати у крупнішому масштабі. Для виключення спотворення кутів падіння порід необхідно, щоб горизонтальний та вертикальний масштаби були одинакові.

Геологічні профілі викреслюють відносно сторін світу: з лівого боку - на захід або на південь, з правого - на схід або на північ.

3. Структурні карти. Структурна карта є одним із основних геологічних документів, який характеризує будову родовища та окремих покладів нафти і газу.

Структурною картою називають геологічний документ, який відображає

вплані за допомогою ізогіпс поверхню (покрівлю або підошву) того чи іншого

пласта (горизонту) відносно обраної опорної площини. За опорну площину вибирають рівень моря, висотне положення якого приймають за нуль.

Висота будь-якої точки покрівлі (підошви) пласта відносно рівня моря називається абсолютною відміткою.

Якщо поверхня залягає вище рівня моря, то абсолютна відмітка має знак (+), а якщо нижче - ( ).

Ізогіпсами називають лінії, які з’єднують точки з однаковими абсолютними відмітками. Вертикальну відстань між ізогіпсами називають січенням ізогіпс. В платформових структурах (з пологим падінням крил) січення ізогіпс приймають рівним 2-5 м, в геосинклінальних (з крутим падінням крил) - 10-25 м. Масштаб побудови структурної карти залежить від мети побудови і розмірів структури. Найбільш розповсюдженими масштабами карт є

1:10 000, 1:25 000, 1:50 000, рідше 1:5 000 та 1:100 000.

Структурні карти дають чітке уявлення про геологічну будову надр, забезпечують найбільш раціональне розташування розвідувальних (під час дорозвідки) та експлуатаційних (під час промислової розробки) свердловин, полегшують вивчення покладів нафти і газу, зокрема дослідження зміни властивостей продуктивних пластів (товщини, пористості, проникності, нафтонасичення, розподілу пластового тиску) в різних ділянках структури.

Існують прямі і непрямі методи побудови структурних карт. Прямими є метод трикутників і метод профілів. Непрямим методом побудови структурної карти є метод сходження.

Метод трикутників ефективно використовують для непорушених або слабопорушених структур, які розбурені багатьма свердловинами.

Метод профілів має широке застосування при побудові структурних карт родовищ, ускладнених розривними порушеннями, а також районів, де розвинуті вузькі, високоамплітудні складки, розташовані поруч одна з одною (наприклад, у передгірських прогинах).

Метод сходження використовують у тих випадках, коли глибокозанурені горизонти розбурені лише декількома свердловинами (на відміну від верхніх горизонтів) і їх загальна кількість та розташування не дає можливості побудувати карту методом трикутників.

4. Карти різних властивостей продуктивних пластів (карти ізопахіт, карти ізобар, карти поширення колекторів, карти флюїдоконтактів, карти пористості, карти поточної нафто-газонасиченості, карти охоплення витисненням тощо)

Карти товщин мають велике практичне значення при підрахунку запасів для визначення об’єму нафтоабо газонасиченої частини покладу, для гідродинамічних розрахунків при складанні технологічних схем і проектів розробки, для розміщення видобувних і нагнітальних свердловин, для аналізу розробки.

Розрізняють карти сумарної, ефективної та нафтогазонасиченої товщини пласта. Сумарна товщина (або загальна товщина пласта) – це товщина пласта від покрівлі до підошви. Ефективна товщина – сумарна товщина всіх пористих і проникних прошарків усередині пласта. Ефективна нафтонасичена

(газонасичена) товщина пласта – це ефективна товщина пласта від покрівлі до поверхні ВНК (ГВК, ГНК).

Методика побудови карт товщин аналогічна методиці побудови структурних карт методом трикутників.

Для отримання карти ефективних нафтонасичених товщин будують спочатку карту ефективних товщин, яку накладають на карту з внутрішнім і зовнішнім контурами нафтоносності. У межах внутрішнього контуру нафтоносності ізопахіти ефективних товщин будуть повністю відповідати ефективним нафтонасиченим товщинам пласта. Між внутрішнім і зовнішнім контурами нафтоносності ізопахіти ефективних нафтонасичених товщин проводять шляхом інтерполяції між максимальними значеннями товщин на внутрішньому і нульовими – на зовнішньому контурах нафтоносності.

Для вивчення характеру розподілу пластових тисків по площі покладу та їх зміну в процесі розробки широко використовують карти пластових тисків (ізобар), які, як правило, складають поквартально або по півріччям.

Для побудови карти ізобар необхідно мати дані про одночасні заміри пластових тисків в достатньо великій кількості свердловин, які розташовані по всій площі покладу. Під одночасними в даному випадку маються на увазі заміри, зроблені протягом однієї або декількох діб. Карти ізобар будують за допомогою лінійної інтерполяції значень між свердловинами (тобто так само, як структурні карти – методом трикутників). За цими картами розраховують значення середньозваженого пластового тиску в покладі в цілому та на окремих крупних ділянках (зонах розробки).

Аналіз карти ізобар також дозволяє оцінити величину пластового тиску на ділянках покладу, де проектується буріння нових свердловин і, тим самим, забезпечити нормальний режим їх буріння.

Основним завданням вивчення карт ізобар є визначення режиму роботи покладу, тобто характеру зміни пластового тиску в зв’язку з відбором рідин і газів та дією на пласт, враховуючи зміну геологічних властивостей продуктивних пластів по площі покладу.

5. Підрахункові плани. Підрахункові плани складаються на основі структурної карти покрівлі продуктивних пластів-колекторів. На підрахункових планах показують зовнішні і внутрішні контури нафтогазоносності, границі категорій запасів і всі пробурені свердловини на дату підрахунку запасів: а) розвідувальні; б) видобувні; в) законсервовані; г) нагнітальні і спостережні; д) які дали безводну нафту, газ, нафту з водою, воду, газ з конденсатом і водою; є) які знаходяться у випробуванні; ж) невипробувані, з вказанням характеристики нафто-, газо-, водонасиченості пластів-колекторів за даними інтерпретації матеріалів комплекса методів промислово-геофізичних досліджень; з) які розкрили пласт складений непроникними породами; і) ліквідовані, з показом причини ліквідації.

Для випробуваних свердловин вказують: інтервали глибин і абсолютних відміток покрівлі і підошви колектора, інтервали перфорації; початковий і поточний дебіти нафти, вільного газу і води; діаметр штуцера; тривалість експлуатації; видобуток і процент води; кількість врахованих при підрахунку запасів визначень пористості, проникності.

Для видобувних свердловин приводять: дату введеня в експлуатацію;

початковий і поточний дебіти; пластові тиски; видобуту кількість нафти, газу і води; дату початку обводнення і поточний процент обводнення.

На підрахунковому плані повинно бути нанесено положення устів і вибоїв свердловин і точок пересічення ними покрівлі відповідного продуктивного пласта. Крім цього, розміщується таблиця з наведеними прийнятими величинами підрахункових параметрів, кількості підрахованих запасів різних категорій. При повторному підрахунку запасів на підрахункові плани повинні бути нанесені границі категорій запасів, затверджені на попередньому підрахунку, а також виділені свердловини, які пробурені після попереднього підрахунку запасів. Крім цих матеріалів, приводять графіки і додатковий картографічний матеріал, який обґрунтовує підрахунок.

6. Графіки розробки. Графік розробки складається для експлуатаційного об’єкту загалом і є комплексом кривих, відображають у масштабі динаміку основних річних показників розробки:

-видобутку нафти;

-видобутку газу;

-видобутку рідини;

-обводнення продукції;

-газового фактору;

-діючого фонду видобувних свердловин;

-кількості нагнітальних свердловин, що знаходяться під закачкою води або іншого агенту;

-закачки води за рік у відсотках від річного відбору рідини;

-пластового тиску.

Удеяких випадках (при нетривалому терміні розробки, за необхідності виявлення впливу проведених заходів з регулювання розробки) на графіках наводять місячні або квартальні показники розробки.

Аналіз графіків розробки та порівняння фактичних показників розробки з проектними дають змогу на любому етапі експлуатації об’єкту оцінювати ефективність системи розробки, що застосовується та обґрунтовувати за необхідності засоби з її розвитку та вдосконалення.

7. Карти поточної розробки. Карти поточного стану розробки складаються надрокористувачами по кожному експлуатаційному об'єкту всіх нафтових і газонафтових родовищ. По родовищах, на яких закінчено буріння основного фонду свердловин, карти складаються двічі на рік: станом на 1 січня і 1 липня; по родовищах, що знаходяться в стадії розбурювання, карти складаються кожного кварталу.

Карти поточного стану розробки виконуються на основі карти початкових або поточних нафтогазонасичених товщин.

У вибраних авторами масштабах, у вигляді кругових діаграм зображується поточний середньодобовий видобуток рідини і поточне закачування відповідно по кожній видобувній і нагнітальній свердловині. Дані беруться з щомісячних звітів з видобутку нафти і закачування води. Всі дані в поверхневих умовах: видобуток рідини в т/добу, закачування води в м3/добу. Масштаб діаграм лінійний і може бути різним для видобутку рідини і закачування води. Обраний масштаб обов'язково наводиться в умовних позначеннях карти.

З метою аналізу розробки, крім карти поточного стану розробки, необхідно мати також карту накопичених відборів рідини і накопиченого закачування води - карту розробки.

Карти розробки зазвичай складаються раз на рік станом на 1 січня.

Ці карти будуються за того ж принципу, що і карти поточного стану розробки, тільки на кругових діаграмах зображуються сумарні з початку розробки видобутки рідини (по видобувним свердловинах) і закачування води (по нагнітальним свердловинам) в поверхневих умовах. Кількість видобутої води представляється у вигляді сектору. Масштаб діаграм площовий, бажано один і той же для зображення видобутку рідини і закачування води.

ЗАПАСИ ТА РЕСУРСИ НАФТИ, ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ

Ресурси – це очікувана кількість нафти, газу та конденсату в надрах перспективного геологічного об’єкта. Ресурси мають імовірнісний характер і характеризуються певними шансами на підтвердження.

Запаси – це кількість нафти, газу та конденсату, що знаходяться у нафтогазоносних пластах виявлених покладів (родовищ).

Межею, що відокремлює запаси від ресурсів, є факт встановлення продуктивності пласта, тобто факт відкриття покладу.

За величиною видобувних запасів нафти і газу родовища поділяються на 7 груп:

Таблиця 9.1 – Класифікація родовищ (покладів) за величиною запасів

За складністю геологічної будови виділяються, незалежно від величини запасів родовища, такі родовища (поклади):

–простої будови, що пов’язані з непорушеними або слабо порушеними структурами; їхні продуктивні пласти містять однофазовий флюїд і характеризуються витриманістю товщин і колекторських властивостей у плані і

врозрізі;

–складної будови, що мають одноабо двофазовий флюїд і характеризуються значною мінливістю товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів у плані і в розрізі, літологічними заміщеннями колекторів слабопроникними породами або наявністю тектонічних порушень;

–дуже складної будови, для яких, характерні як наявність багатофазових флюїдів, літологічні заміщення, тектонічні порушення, так і невитриманість товщин і колекторських властивостей продуктивних пластів.

За ступенем техніко-економічного вивчення запаси та ресурси вуглеводнів поділяються на три групи:

–до першої групи належать запаси, на базі яких проведена детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО–1) ефективності їх промислового освоєння;

–до другої групи належать запаси, на основі яких виконана попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО–2) їхнього промислового значення;

–до третьої групи належать запаси і ресурси, на базі яких проведена початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО–3) можливого промислового значення перспективної ділянки надр.

За промисловим значенням запаси нафти, газу, конденсату та наявні в них корисні компоненти поділяються на групи:

–балансові (нормально економічні) запаси, які на момент підрахунку можна, згідно з техніко-економічними розрахунками, економічно ефективно видобути і використати за умови застосування сучасної техніки і технології видобутку та переробки вуглеводневої сировини, що забезпечують дотримання вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього природного середовища;

–умовно балансові (обмежено економічні) запаси, ефективність видобутку і використання яких на момент оцінки не може бути однозначно визначена, а також запаси, що відповідають вимогам до балансових запасів, але

зрізних причин не можуть бути використані на момент оцінки. Зокрема, використання цієї групи запасів можливе в разі надання пільгових умов видобутку або іншої підтримки інвесторів із боку держави;

–позабалансові (потенційно економічні) запаси, видобуток і використання яких на момент оцінки є економічно недоцільним, але в майбутньому вони можуть стати об’єктом промислового значення;

–із невизначеним промисловим значенням (можливо економічні), запаси,

для яких виконано тільки початкову геолого-економічну оцінку з використанням технологічних та економічних вихідних даних, що припускаються.

За ступенем геологічної вивченості запаси нафти і газу поділяються на дві групи: розвідані запаси і попередньо розвідані.

Розвідані запаси – це обсяги нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчені з повнотою, достатньою для складання проектів розробки і облаштування родовищ. Розвідані запаси є підставою для проведення промислової розробки родовища (покладу).

Розвідані запаси визначаються за даними закінченої геологічної розвідки та дослідно-промислової розробки.

З метою більш детального встановлення структури розвіданих запасів вуглеводнів ця група поділяється на такі категорії розвіданості:

–категорія А;

–категорія;

–категорія С1.

Попередньо розвідані запаси – це група запасів нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчені з повнотою, достатньою для техніко-економічного обґрунтування промислового значення родовища. Попередньо розвідані запаси індексуються літерою категорії запасів С2. і використовуються для визначення перспектив родовища, планування геологорозвідувальних робіт чи геолого-промислових досліджень і за умов значної складності геологічної будови – для проектування розробки покладів.

За ступенем геологічного вивчення ресурси нафти і газу поділяються на дві групи: перспективні і прогнозні.

Перспективні ресурси – це обсяги нафти та газу, що пов’язані з об’єктами, підготовленими до глибокого буріння і враховують можливість

відкриття нових родовищ (покладів).

Перспективні ресурси індексуються літерою категорії ресурсів С3. Прогнозні ресурси – це ті обсяги вуглеводнів (нафти та газу), які

враховують потенційну можливість формування родовищ в межах значних регіональних структур.

Прогнозні ресурси нафти і газу включають:

–категорію Д1 – прогнозні ресурси літолого-стратиграфічних комплексів, які оцінюються в межах значних регіональних структур із доведеною нафтогазоносністю;

–категорію Д2 – прогнозні ресурси нафти і газу тих літологостратиграфічних комплексів, які оцінюються у межах значних структур, нафтогазоносність яких ще не доведена.

Оформлення матеріалів підрахунку запасів

Матеріали з підрахунку запасів повинні вміщувати: 1) текст звіту; 2) таблиці з результатами підрахунку запасів; 3) графічні матеріали; 4) фактичні матеріали геологорозвідувальних, геофізичних, гідрогеологічних, дослідницьких та випробувальних робіт, а також інші вихідні дані для підрахунку запасів, а по покладах, які знаходяться у експлуатації, необхідні дані з експлуатації.

Текст звіту з підрахунків запасів супроводжується наступними графічними матеріалами: оглядовою картою району родовища, структурними картами, зведеним (нормальним) геолого-геофізичним розрізом у масштабі від 1:500 до 1:2000, схемами кореляції, геологічними профілями, картами ефективної і ефективної нафтонасиченої (газонасиченої) товщин, підрахунковими планами по кожному пласту в масштабі, залежному від розміру родовища та складності будови.

Методи підрахунку запасів нафти

Для підрахунку запасів нафти використовують наступні методи: об’ємний, статистичний і матеріального балансу. Вибір того або іншого методу підрахунку обумовлений якістю і кількістю вихідних даних, ступенем вивченості родовища та режимом роботи покладу нафти.

Вгеологопромисловій практиці найбільш розповсюджений

об’ємний метод. Його можна використовувати при підрахунку запасів нафти на різних стадіях розвіданості і при будь-якому режимі роботи покладу. Об’ємний метод підрахунку запасів нафти оснований на даних про геолого-фізичну характеристику об’єктів підрахунку і умови залягання нафти у них.

Для підрахунку запасів нафти об’ємним методом використовують формулу:

де Q вид – видобувні запаси нафти, млн. т; f – площа нафтоносності, м2;