ГОСЫ МОЙ ГОРзс_10_НА ПЕЧАТЬ ШПОРЫ

Билет№10

10. 1.Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов

Водонапорный режим – основная движ сила – естественный напор законтурных вод. Условия развития: высокая прониц, относительно одонородное строение коллектора; небольшая удаленность залежи от области питания; отсутствие тектоноческих нарушений, затрудняющих прохождение воды; низкая вязкость нефти; небольшие размеры залежи; умеренные отборы нефти, которые могут компенсироваться внедрением воды.

Упруго-водонапорный режим - основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям скважин - упругие силы воды, нефти, горных пород, находящихся в недрах под влиянием горного и гидростатического давлений. При этом режиме наблюдается незначительное проявление активности подошвенных и краевых пластовых вод, которые не могут обеспечить стабилизации Рпл при добыче нефти. Характерна плохая гидродинамическая связь с законтурными водами, высокая ноднородность

Газонапорный – характеризуется проц вытеснения нефти из пласта к скв под действием напора расширения газовой шапки. Этот режим проявл при слабой активности законтурной воды или в литологич. Экранированных залежах. По мере извлечения нефти из пласта и снижении давления в нефтяной зоне ГШ расширяется и продвигает нефть к скв. Благоприятные условия развития режима: Высокая прониц коллекторов; большие углы наклона пластов, малая вязкость нефти

Режимом растворенного газа в следствии снижения Рпл ниже давления насыщения растворенный в нефти газ переходит в свободную фазу, расширяясь вытесняет нефть в скв. Образуется круговая зона разгазирования, которая увкличиваетмся со временем. Присущ пластам со значительной неоднородностью коллектора и небольшими углами наклона пластов. Может частично проявл в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки. Если дебиты скв высокие, не соответствует скорости продвиж законтурной воды или ГНК, что приводит к снижению давления залежи ниже давления наасыщения. Характерные черты: Нет 4й стадии разраб, вследствии прорыва газа в скв, 2ая стадия непродолжительно (1год), появление в пл свободного газа сильно уменьшает прониц кол-ра и увеличивает вязкость нефти, что приводит к резкому снижению эффективности режима.

Гравитационнй режим:

1. С перемещающимся контуром нефтеносности: проявл в крутопадающих пластах, где под действием силы тяжести и гидростатич напора нефть стекает к забою скв, при этом контурп НН-ти перемещается и ряды скв выбывают из эксплуатации. Сначала верхние, распол, выше по структуре, а затем все остальные поочередно.

2. С неподвижным контуром: В горизонт залегающих пластах. Во время экспл. Скв при таком режиме уровень нефти понижается одновременно по всей залежи по закону Пьезометрических воронок депрессии.

Режимы газовых залежей

Газовый режим - это режим, при котором приток газа к забоям добывающих скважин обусловливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ. Основным источником энергии, - упругое расширение сжатого в залежи газа. Газовый режим обычно проявляется в залежах, приуроченных либо к линзам, либо к пластам небольших размеров. Он может проявляться в литологически-, стратиграфически- и тектони-чески-экранированных залежах. Снижение пластового давления в процессе разработки происходит по линейному закону

Газо-упруго-водонапорным - основными силами, продвигающими газ к забою добывающих скважин, являются упругие силы как пласт. воды, породы, так и самого расширяющегося газа. Обычно для таких залежей характерны низкая проницаемость, значительное фациальное замещение пласта, слабая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями пласта, значительная удаленность области питания от залежи.

Газоводонапорным - источниками энергии, продвигающей газ к забоям добывающих скважин, являются активный напор пластовых (краевых и подошвенных) вод, а также расширение находящегося в залежи газа.

Геологические условия: высокие проницаемость и фильтрационная характеристика пласта, высокая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями залежи, близкое расположение области питания от залежи и значительная разница их.

10. 2. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным ГИС

Опред-е Кг/нас-ти возможно по данным нейтронных м-дов при Кп >15% и Рпл < 50Мпа после расформирования зоны проник-я.

Кп,н=Кп общ.[Wв(1-Кг)+Wг*Кг], где Кп,н – коэф-т пористости опред-й по нейтронным м-дам; Кп общ. – определенный либо на керне, либо по гамма-гамма-плотностному м-ду

Wв=1-0,36Св WгТпл, Рпл W_СН4Рпл/623

Если кол-р глинистый, то в эту формулу прибавляется водосод-е; если нефтенасыщенный, то прибавляется Wн*Кн, Wн=9/7н.

1)Кн по м-ду сопротивления

2)Кг по нейтронным м-дам

3)Кн=Кнг-Кг

В кол-рах с трехфазным насыщением, сод-х в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэф-ты нефте- и газонасыщ-я, учитывая, что Кн+Кг+Кв=1. Эта задача решается одним из след-х способов:

а)на образцах консервированного керна, извлеченного при бурении скв. На РНО, опред-т сод-е в порах н. и воды, а коэф-т газонас-я рассчитывают по формуле Кг=1-Кн-Кв;

б)в разрезах скв-н находят параметры Кв и Кг по комплексу м-дов электро- и радиометрии ГИС, а затем расчитывают: Кн=1-Кг-Кв.

10. 3. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка прогнозных, потенциальных ресурсов нефти и газа на разных стадиях изученности

Качественная оценка перспектив нефтегазоносности осуществляется на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности (высокоперспективные, перспективные малоперспективные и бесперспективные) и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности.

Выделяются объекты прогноза, описываются, сравниваются с похожими, но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности. Имеет широкое распространение экспертные методы, т.е принятие решения группой профессионалов.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности – это определение величины, пространственного размещения и внутренней структуры ресурсов нефти, газа и конденсата (оценка D₁ и D₂). Основными этапами количественного прогноза являются:

• выбор модели и метода прогнозирования

• установление на материалах эталонов количественных зависимостей между прогнозируемыми характеристиками и измеренными

• дифференциальная и интегральная оценка ресурсов объекта прогноза по установленным зависимостям;

• геологическая интерпретация результатов прогноза с определением доверительных интервалов или кривых распределения вероятностных оценок, а также общей степени их достоверности.

Существует ряд методов для решения этих задач:

1. Метод сравнительных геологических аналогий (определение удельных плотностей запасов на еденицу площади или объема, при этом сходство между эталоном и расчетным участком называется коэффициентом аналогии). К этому методу можно причислить объемно-статистический, объемно-балансовый и методы многомерного математического моделирования (регрессионный анализ, метод распознования образов и др.)

В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2. Объемно-генетический (заключается в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и акумуляции).

Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики и характеристиками процесса освоения ресурсов ( т.е на основании данных разработки, используются зависимости типа добыча-время, запасы-время и т.д.).

Билет 11

11.1 Понятие о продуктивности и производительности скважин. Коэффициенты продуктивности и приемистости, методы их определения. Гидропроводность, проводимость, подвижность, количественная оценка

Коэффициент продуктивности – это отношение суточного дебита нефти к депрессии. Он определяется по индикаторной диаграмме. h=Qсут/DP опред-ся по начальному прямолин-му участку индикат-ой кривой (по построенной зав-ти Qн от ∆Р). Анализ  позвол-ет выявить неоднор-ть прод. пл. по колл-ким св-вам, высокий  указыв-ет на хорошие кол-кие св-ва и высокую прониц-ть ( Кпрониц. = *μ_н*(lnRk/r_c +C)/2πh), где С- коэф. учитывающий несовершенство скв. по степени и хар-ру вскрытия прод. пл.; Rk- радиус контура питания т.е. расстояние от скв. до внеш. контура нефт-ти или половина расст-я между соседними скв.

Удельный коэффициент продуктив-ти – отнош-е рассчит-ного коэф. продук. к эффектив. мощности пласта. используется для оценки дебитов новых скважин, при оценке кондиционных значений коллекторских свойств.

 _уд = /Нэф., опред. изменения дебита на 1м мощ-ти пл. По  расчитыв-ся фильтрационные хар-ки пл.: прониц., гидропровод. Коэф-т приёмистости:

Коэффициент приемистости – это коэффициент продуктивности для нагнетательных скважин. Кприем= Q(любой жид-ти) / Рзаб-Рпл.

Гидропроводность ε= Кпрониц*Н/ μ [Дарси*см/сПз], Н –толщина, μ-вязкость

Подвижность а= Кпрониц/ μ [Дарси/сПз],

Подвижность учитывают при обосновании места бурения нагнетательных скважин. Если > 0,1, то расстояное от нагн скв жо первого ряда добывающих 4-5км, если <0,1, то1- 1,5км.

Проводимость в= Кпр*Н [Дарси*см].

Производительность – это суточный дебит скважины. Он зависит от коэффициента продуктивности и связан с геолого-промысловыми характеристиками пласта

11. 2.Поисковый этап, стадии, задачи, цели, комплексы геологоразведочных работ, масштабы._Дистанционные методы поисковых работ на нефть и газ.

Поисковый этап – это комплекс работ в пределах первоочередных региональных зон, позволяющий выделить, подготовить ловушки и с помощью бурения оценить их продуктивность, открыть новые залежи и месторождения, выбрать те из них которые окупят расходы на их разведку и обустройство.

На первой стадии при помощи геолого-геофизических работ выявляются и подготавливаются к бурению локальные ловушки, уточняется их строение и перспективность по категориям С₃ и D₀, на второй ведется поисковое бурение с целью открытия месторождений нефти и газа, ресурсы С₃ переводятся в промышленные запасы С₂ и С₁.Основные виды работ на первой стадии:1.   Геологическая съемка (1:50000 – 1:10000) 2.   Геоморфологическая съемка (изучение современного рельефа, и связи с древними тектоническими движениями) 3.   Структурно-геологическая съемка (структурное бурение с обязательным вскрытием опорного маркирующего горизонта) 4.   Аэро-космофотосъемки 5.   Геофизические методы – магнито-гравиразведка, электроразведка, сейсморазведка (1:200000, 1:100000 с плотностью сейсмопрофилей 0.5-1 км/км²). Применяются прямые методы поисков с помощью сейсмики – выявление “аномалий типа залежь”. 6 Прямые геохимические методы – газовая и газобактериальная съемка, анализ воды.

На второй стадии планируются объемы поискового бурения, выбор направлений поисковых работ, оптимальное размещение поисковых скважин, бурятся скважины, проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

3.Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов

1. Экстракционно-дистилляционный метод опр-ния в аппаратах Закса (лучше опр-ть по керну при d<45мм)

Содержание В в образце опр-ся по кол-ву отогнанной воды, а Н – по потере массы образца с учетом отогнанной массы воды. Если m1 и m2 – массы водонефтенасыщ.образца до и после извлечения из него В и Н, то, зная плотность Н δ_н и измерив V выделившейся воды (V_в), можно найти объемное содержание Н в образце: V_н=[(m₁-m₂)-kV_в]/δ_н

k-коэф-т, учитывающий минерализацию остаточной воды.

После дополн.экстракции в аппаратах Сокслета опр-ют объем пор Vпор образца (в %) и рассчитывают коэф-ты остаточной водо- и нефтенасыщенности:

2. Лабор.моделирование коэф-та нефтевытеснения

Формально К_ОН опр-ся по УЭС полностью промытой зоны, т.е. по МБК

К_п'

К_п' – объем пор, заполненных фильтратом бур.раствора

Билет 12

12.1 Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр

НГКотдача- способность коллекторов отдавать насыщающие его УВ при искусственном изменений начальных термодинамических условий залежи.

Количественно характеризуется КИН= ; КИГ и КИК соответственно поменять на г и к.

Для природных режимов КИН: 1)водонапорного 0,5-0,8; 2)газонапорного 0,1-0,4; 3)раствор.газа 0,05-0,3; 4)гравитационный 0,1-0,2.

При разработке с применением заводнения КИН изменяется в широком диапазоне, это зависит от св-в пласта и флюида.

КИН м.б.: 1)проектный, 2)рассчитанный по гидродинамическим параметрам (при проектировании разработки: текущий- соотношение кол-ва добытой н в конкретный момент разработки к геол.запасам и конечный-то же, но после окончания разработки);

3)рассч.по статистике -на стадии завершения разведочных работ и пробной эксплуатации.

Методика оценки КИН заключается в определении 3х его составляющих:

1. К вытеснения- отношение кол-ва н, вытесненного из пустотного пространства, к начальному кол-ву н в том же объеме, опр-ся лабор.путем. .

2. К охвата заводнением- отн. кол-ва н, вытесн. из V пустотного пространства, в кот. проникла закачиваемая вода при промывке его до заданной обводненности, к кол-ву н, выт. из пл. при полной его промывке.

3. К охвата воздействием- отн. суммарногоV коллекторов, охваченных процессом выт., к общему V колл-в, содерж.н. .

F1- коэф-т охвата, обусловл. неоднородностью пл. по проницаемости. F2- прирывистостью и линзовидностью строения пл. F3-расчлененностью. F4-зоны, неохв. проц.выт. F5- различие в св-вах вытесняющего и вытесняемого агентов.

Важной задачей в процессе разработки является достижение максимально возможного КИН. Существуют методы по увеличению нефтеотдаци, которые в данный момент широко применяются на месторождениях ЗС:

К современным наиболее эффективным технологиям относятся:

- Гидроразрыв пласта (ГРП);

- Современные методы вскрытия пласта (глубокопроникающая перфорация, вскрытие на депрессии и т.д.);

- Обработка призабойной зоны пласта различными составами;

- Бурение многозабойных скважин;

- Бурение горизонтальных или пологих скважин.

12.2. Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поисковых скважин. Поисковое бурение, требования к поисковым скважинам.

Поисковое бурение требование к поисковым скважинам.

Существует несколко способов размещения поисковых скважин:

Размещение по профилю. На длинной оси структуры бурят от одной до трех скважин, вначале в своде потом на переклинали. На ассиметричных складках скважины бурятся в пологом крыле. Реже используется размещение типа «крест» (2 на переклинали 2 на крыльях 1 в своде)

На тектонически нарушенных структурах. По геофизическим методам определяется тип нарушения. Скважины закладываются в каждом блоке, число зависит от размеров залежи.

По радиальным профилям. В случае наличия соляного или глиняного купола либо если залежь изометрична, скважины размещаются на склонах, скважины могут быть наклонными, в случае трех скважин закладываются друг относительно друга под углом 120^о_.

На многокупольных поднятиях . В случае если на нескольких куполах скважины открыли залежи, то проверяется наличие залежей между скважинами.

Заложение в критическом направлении. При поиске залежей в структурах осложняющих моноклинали и часто выполаживающихся вверх по разрезу. Первая скважина закладывается в своде, вторая в направлении регионального подьема, третья в направлении регионального погружения.

На неантиклинальных ловушках. Если залежи вдоль разлома, шнурковая или в бывшем русле реки, бурение может проводится в крест простирания пород коллекторов, методом равносторонних треугольников либо зигзаг профильного бурения.

Количество поисковых скважин определяется в зависимости от размеров предполагаемой залежи и наличия материально-технических ресурсов. Затраты на поисковое и разведочное бурение должны окупаться в процессе разработки.

Имеются две стратегия поиска – “ползущая” и “сгущающая”. Сущность ползущей заключается в крайней неравномерности размещения и в постепенном перемещении поисковых работ как по площади, так и по разрезу. Такая стратегия диктуется ограниченными экономическими и производственными возможностями. Сгущающая стратегия поиска – это равномерное размещение объемов геолого-поисковых работ на территории региона с целью выявления всех основных зон нефтегазонакопления на начальном этапе изучения региона.

При использовании сгущающей стратегии выигрыш в получении болшей информации о строении региона и его перспективности, а при использовании ползущей меньше затраты, больше вероятность что они окупятся и как следствие меньше риска. Поисковые скважины бурятся на максимально возможную глубину, полный отбор керна в продуктивных интервалах, весь комплекс ГИС, испытания всех объектов (не испытывается только те где по ГИС – вода).

12.3. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы её определения.

Суммарное сод-ние в породе капиллярно-удержанной и физически связанной водыопределяют как остаточную воду, хар-зуя сод-ние её в объеме пор породы коэф-том остаточного водонасыщения: Кв.о.=Vв.о./Vп, где Vв.о., Vп – соотв-но объемы остаточной воды и пор. Для определения Кв.о. в практике петрофизических лабораторий применяют несколько способов, которые можно разделить на две группы. К первой относится единственный способ, получивший название прямой метод, в котором определяют кол-во воды, содержащееся в образце породы (капилярометрия- м-д полупроницаемой мембраны, т е гравитационное вытеснение поровой воды-нефтью), извлеченном при вскрытии продуктивного коллектора скважиной с нефильтрующейся промывочной жидкостью – р-ром на нефтяной основе (РНО). При реализации прямого метода необходимым условием является сохранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющих поры образца в пластовых условиях. Все остальные м-ды косвенные различаются условиями моделирования остаточной воды в образце. Общим для них является подготовка образца к эксперименту путем экстрагирования из образца УВ и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших поры образца в естественном залегании. (м-д капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении темп-ры и с сохранением её постоянной (изотермическая сушка), м-д влагоемких сред, м-д ЯМР). На практике опр-ют вел водоудерживающей способности Квс. отражает способность удерживать воду при заданных стандартных условиях её вытеснен.

Билет 13

13. 1. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Отчетность при разведке месторождений нефти и газа.

Разведочный этап – это комплекс работ, позволяющий перевести общие знания об открытом объекте в набор технологических параметров необходимых для разработки. Предварительная стадия – детальные геофизические съемки, бурение оценочных скважин, экономический анализ рентабельности открытий. Детальная стадия – бурение разведочных скважин, 3D-сейсмика, детальный анализ керна, флюидов, дебитов, экономический анализ. Категории С₂ переводятся в С₁ и В. Доразведка – бурение опережающих эксплуатационных и разведочных скважин, изучение гидродинамических свойств залежей, экономический анализ. Дальнейший перевод запасов из категорий С₂ и С₁ в В. Система размещения скважин выбирается в зависимости от формы, размеров и типа залежи, но основное правило должно быть соблюдено – на каждую скважину должно приходится примерно равное кол-во нефтенасыщеных пород.

1.   Профильная 2.   Кольцевая 3.   Метод треугольника 4.   Смешаный способ размещения

Этажи разведки – группы пластов с близкими по строению, размещению и фазовому состоянию залежами. Каждый этаж разведуется своей сеткой скважин, этаж разведки всегда больше чем этаж эксплуатации. Базисный горизонт (залежь) – самый крупный по размерам и запасам, разведуется в первую очередь. В случае многопластового месторождения в один этаж не объединяются пласты разделенные мощной водоносной толщей. Если залежи разных горизонтов при проецировании на одну плоскость перекрываются только на 25% или менее – то залежи разведываются раздельно. И если пласт с АВПД то тоже не объединяется. Количество разведочных скважин зависит от размеров, запасов залежи и литологической изменчивости и наличия материальных ресурсов у предприятия. В любом случае необходим детальный геологический и экономический анализ имеющихся сведений об объекте. Условно принимают площадь квадрата вокруг скважины для нефтяной залежи 4-9 км², для газовой от 16 км² и более, “квадраты” размещают не перекрываясь по площади залежи. Мелкие залежи обычно разведаются 3 скважинами и переводятся в эксплуатацию. Гигантские разведываются по блокам. Газовые залежи разведываются меньшим числом скважин, немедленно переводятся в эксплуатацию. Основной принцип – сокращение времени окупаемости капитальных затрат, увеличение запасов промышленной категории с наименьшими затратами.

13. 2. Обоснование исходных геологических факторов, учитываемых при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

Для каждого месторождения в результате поисково-разведочных работ должны быть получены следующие геологические данные:

1. размеры и форма залежи, положение тектонических нарушений, их амплитуда, граница выклинивания и замещения проницаемых пород непроницаемыми

2. закономерности изменения литологии, общие, эффективные, и НГ-насыщенные толщины, коллекторские свойства, характера неоднородности — для этого строят соответствующие карты

3. критерии оценки продуктивности пласта и кондиционные пределы коллекторских свойств

4. дебиты Н, Г, В по всем скважинам, начальное, текущее и геостатическое пластовые давления, ГФ, Кпрод, их изменения во времени

5. состав и свойства Н и Г, ГК, В и содержание в них сопутствующих компонентов

Для дальнейшего составления проекта разработки так же необходимо геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

13. 3. Прямой способ определения нефтегазонасыщенности (остаточной водонасыщенности) продуктивных коллекторов.

Основан на отборе и исслед-ии керна с сохранённой пласт насыщенностью. Лабораторными м-ми величина Кн непосредственно не определяется. Находят прямым м-ом Кв.о. или Кв на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных м-дов на экстрагированном образце величину Кв.о., а затем расчитывают Кн по формулам: в зоне предельного насыщения Кн=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кн=1-Кв. Аналогичным образом получают значение коэф-та газонасыщения Кг газоносных кол-ров, определяя в лаборатории одним из рассмотренных способов Кв.о. или Кв (прямым м-дом), а затем рассчитывают по формулам: в зоне предельного насыщения Кг=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кг=1-Кв. т е 1) РНО (РУО) сод-е воды опр-ся экстракционно-дистилляционным способом 2) исп-е обычных РВО но с изолирующей технологией отбора керна (керноприёмная трубка заполнена маслом) Оба метода связаны с дегазацией керна и вместе с газом вода частично теряется.

Билет 14

14.1. Стадии и этапы проектирования разработки. Требования, предъявляемые к различным документам по проектированию разработки

Нефтян. местор-я независимо от запасов хар-ся 4 стадиями:

1. нарастающей добычи. В этот период оборудуется промысел, строят нефтепроводы. Мест разбуриваются доб-ми скв согласно проекту разработки, основной объем добычи производится фонтанным способом, при безводном периоде или при небольшой обводненности продукции. 1 стадия завершается когда достигается максимальный уровень годовой добычи. За 1 стадию добывают 20-25 % изв-х з-сов. Чем меньше вязкость нефти и больше проницаемость коллектора, тем меньше продолжительность 1 стадии. На длительность этой стадии также влияет глубина залегания продуктивных пластов и условие бурения доб-х скв.

2. постоянной добычи (стабилизации добычи).

В этот период заканчивают разбуривание мест основным фондом доб-х скв. Т.к. все скв вводят в эксплуатацию, то отмечается резкое снижение пласт давл. Скв начинают обводняться. 2 стадия завершается, когда добыча н снижается на 2 % от макс добычи, а обводненность продукции достигает около 50%. За 2 стадию отбирают 40-45 % от извл з-сов. 1=2 стадии составляют основной период разработки, когда отбирается 60-70% от извл з-сов.

3. Падающей добычи. Ежегодно добыча н снижается на 10-15%, скв обводняются и выводятся из эксплу-и. в связи с резким падением плат давл на 2 стадии внедряют заводнение. Увеличение объемов закачки воды на 3 стадии приводят к росту пласт давл, обводненню высокопроницаемых коллекторов и изоляции остаточных запасов на участках с низкопроницаемыми коллекторами. В связи с ростом пластового давления затрудняется бурение новых скв. На этой стадии проводят изоляционные работы для снижения обводненности скважин. После их изоляции начинается подток н из низкопроницаемых коллекторов, кроме этого на участках с низкопроницаемыми коллекторами бурят дополнительно уплотняющие скважины. Для их выработки также меняют систему заводнения (например, вместо блокового применяют площадное заводнение) или бурят допол-е разрезающие ряды наг-х скважин. Производят смену фильтрационных потоков от наг-х скважин. К концу 3 стадии обводненность скважин достигает 90 %, а в год добывают не менее 1 % от извлекаемых запасов.

4. завершающая стадия.

По продолжительности 4 стадия в 2-3 раза больше, чем первые три стадии вместе взятые. Это

обусловлено тем, что на 4 стадии добывают нефть с водой и вырабатывают низкопроницаемые коллектора.

На 4 стадии добывают менее 2 % от извлекаемых з-сов в год и она продолжается пока добыча н рентабельна.

Т.к. к этому времени детально изучено геологическое строение месторождения, выявлены участки с невыработанными запасами, то проводят ГРП на этих участках, бурят боковые стволы и горизонтальные скважины, внедряют методы повыше нефтеотдачи.

Крупные газ-е мест зар-ся тремя стадиями разработки:

1. Нарастающей добычи. 2. постоянная добыча. 3. Падающей добычи. 4 стадия отсутствует или она непродолжительна, т.к. не учитывают модель залежей и в первую очередь вырабатывают высокопроницаемые прослои, а после их обводнения остаточные запасы в низкопроницаемых коллекторах разрабатывать нерентабильно, т.к. низкие дебиты скв. В последнее время для их выработки проектируют бурение горизонтальных скв, т.к. их запасы составляют 30-40 % от извлекаемых запасов.

При разработке мелких залежей может отсутствовать период нарастающей добычи.

Средние и крупные мест разрабатываются до 30-50 лет, а мелкие и очень мелкие до 10-15 лет.

Содержание геологической части документов по проектированию разработки и газовых залежей.

От качества и полноты геол- промыс инф-и, полученной на стадии поисково-развед-х работ и пробной эксплуат-и скв зависит:

- достоверность подсчетных параметров

- обоснованность запасов

- выбор и обоснование системы разр-ки

- проектирование уровня годовой добычи

- достижение max коэф-в нефте– и газоотдачи.

В геологической части проектных документов входят:

1. графический комплекс карт и схем, кот-й включает свободный или типовой геолого-геофизич-й разрез, структурные карты по кровле и подошве пласта, геол профили, карты общих эффективных и нефтенасыщенных толщин, схемы корреляций, схемы опробывания, карты неоднородности.

2. цифровые данные, характеризующие по скв пористость, проницаемость, нефтегазоносность разрезов, физ.хим св-ва пластовых флюидов, данные о нефтегазонасыщенных толщинах в скв, термобарические условия залежей, размеры залежей, балансовые и извлекаемые запасы.

3. кривые, хар-е зависимости м/д различными геол-промыс параметрами, в частности зависимость св-в пластовых флюидов от давления и температуры. Это необходимо чтобы знать как будут меняться св-ва н и г в зависимости от разр-ки. Зависимость пористости от проницаемости, зависимость фазовой проницаемости от нефтегазонасыщенности и др.

4. текстовая часть геол. данных включает физико-геолграфический очерк по мест-ю, историю геолого-геофиз-й изученности, стратиграфию, тектонику, гефтегазоносность, гидрогеологию и геокриологию. В заключении этой части делают выводы о режиме залежи, для этого в процессе пробной эксплуатации проводят регулярные исследования пластовых по опорной сети скв (в пределах залежи и в законтурной зоне), изучают закономерности снижения Рпл в зависимости от добычи н для того чтобы решить вопрос как проектировать систему разработки с использованием пластовой энергии или ППД.

Недостатки геол. документов при составлении проектов разработки.

Они могут быть связаны:

1. с низким выносом керна и несоблюдением технологий бурения

2. с неполным объемом ГИС или с низкой информативностью геофиз материалов. Это может быть обусловлено некачественным бурением и задавливанием пласта, когда формируется глубокая зона проникновения бурового раствора, а также большим перерывом м/д вскрытием пласта бурением и проведением ГИС. Измениться хар-р насыщения, когда бур. раствор оттеняет пластовые флюиды и продуктивные интервалы могут хар-ся как водонасыщенные или с неясным хар-ром насыщения.

3. низкое качество опробывания и испытание скв. Опробование проводят опробователями на каротажном кабеле или пластоиспытателями, спускаемыми на бурильных трубах в процессе бурения скв. При опробовании получают качественную хар-ку пласта, т.е. хар-р насыщения пласта и ориентировочно дебит. При испытании получают количественную хар-ку пласта и записывают КВД, что позволяет определить коэф продуктивности, гидропроводности, хар-ку состояния ПЗП, т.е. снижена проницаемость в ней или нет, что хар-ся показателем скин-эффекта. Испытания проводят в открытом стволе пластоиспытателями, когда изолируют интервал испытания пакером или в обсаженных скв после проведения перфорации, вызова притока и проведении гидродинамических исследований. В процессе проведения опробований и испытаний отбирают глубинные пробы для определения подсчетных параметров и показателей для составления проектов разработки (Гф, Рнас и др). на практике часто испытывают одновременно несколько пластов по этому трудности связаны с определением приточного интервала.

4. неудовлетворительной изученностью гидрогеологии и гидродинамики мест-я. Для этого проводят гидродинамические исследования в пределах залежи и в законтурной зоне, строят карты изобар, в доб-х скв на устье отбирают пробы нефти. Отбирают % воды для определения активности водонапорной системы и установления режима залежи. По этим исследованиям рекомендуют систему разработки с использованием Рпл или с ППД. Неудовлетворительное качество геол-х материалов может быть выявлено при утверждении запасов в ГКЗ когда рассматривают подсчет запасов и экспертное заключение. В случае отрицательного заключения может быть рекомендовано дополнительное бурение скв, увеличение отборов керна, глубинных проб, раздельного испытания продуктивных пластов для уточнения подсчетных параметров и показателей для составления проектов разработки. Для этого может быть рекомендовано опережающее бурение доб-х скв, в кот-х выполняется рекомендуемый комплекс работ.

14.2. Корреляция разрезов скважин – региональная, межрайонная. Методы корреляции морских и континентальных отложений. Использование материалов сейсморазведки. Принципы индексации пластов в Западной Сибири.

Межрайонная корреляция – между районами. Региональная м/у регионал.н/г-носными тер-риями. Площадная – на одной площади.

Методы

1.ГИС (берется комплекс КС, ПС, ГК, ИК, НГК, кав).

2.По палеонт. данным (отл-я с одинаковой фауной позволяют выделить одновозр.отложения0

3.Используется СПК в случае континентальных отложений.

4.Литгеохимический – корр-ция мин-лов (глауконита, гипсов, солей)

5.Использование сейсморазведки. Дает информацию об условиях залегания м/у скв..

Морские отл-ия: выделяются марк. гор-ты, к-ые выбираются в качестве нулевых, реперных горизонтов (баженовка- высокие сопр-я, высокая радиоактивность, низкая проводимости по ИК; георгиевская – содержание глауконита, низкие сопр-я, максим.проводимость; сормановская пачка – высокая каверна (шоколадная глина), а также кошайская пачка). Морские пласты хар-ся выдержанностью глин.пачек на большой площади. Сначала сопоставляется глинистые, а только потом песчаные прослои м/у ними. Хор. рез-ты дает кор-ция зажатая м/у двумя реперами (вер и низ). Обязательно привлечение фауны (если региональная или площадная).

Контин. отложения хар-ся резкой невыдержанностью на коротких расст-ях как глин., так и песч. пластов; колебанием литологии и мощностей, поэтому проводится по циклам седиментации, предварительно в каждом разрезе выделяются циклы (н/пр от грубообл-го до тонкоотм-го), далее внутри каждого коррелируются пачки и только после этого пласты. Фауны нет, но коррелятивными могут быть пласты углей, древние коры выв-ния. На схемах д/показываться перерывы, выклинивания, замещения. Сейсморазведка дает возм-сть составить единую седиментац.модель изучаемых отл-ний, в том числе дает возм-сть выделить перерывы.

По сейсмике: конт- прерывистые отложения, морские – протяженные.

Принципы индексации:

Все пласты Юры: Ю0-Ю20, к ним прибавляются еще районы.

По неокому к индексу Б+р-н.

БС10(сургутский район, морские отложения), АС ( сангапайский район, вартовская свита, континентальные отложения).

В апте – ВК ( викуловская свита, на западе).

Сеноман- ПК(покурская свита).

Доп.

К2: Покурская Пк1-22 К1 Викуловская Вк1-5 неоком: А1-12 Б1-15 Ач1-5

J3: Баженовская - Ю0 Абалакская - Ю1к Васюганская - Ю1

J2: Тюменская - Ю2-9 J3: Ю10-15

Каждому преписывается район С – Сургутс., В – Вартовский, Н – Надымский, У – Уренгойский.

14. 3. Глинистость пород, лабораторные и геофизические способы её определения.

-понятие минералогическое (каолинит, гидрослюда, хлорит, монтморелонит); гранулометрическое (фракции различных диаметров и их сод-е) К глинистым мин-лам относят минералы амоно-силикатного состава (гидрослюды, монтморелонит, каоленит). Размеры глинистых мин-в от нескольких мм до мкм. Маленькие размеры – высокая дисперсность – огромная адсорбционная способность. Глинистые ч-цы сущ-но влияют на пористость, прониц-ть, остаточную водонас-ть и др. физические св-ва. Это всё приводит к возникновению аномальных физ-х хим-х св-в.

Глинистость ОП хар-ся содержанием в минеральном скелете ГП частиц с эффективным диаметром меньше 0,01мм. Глинистость уст-т по данным гранулометрического анализа. Сгл=m<0.01мм/mтв., Сгл – массовая глинистость в долях ед.; mтв – масса сухой навески анализируемого порошка – масса тв. Фазы мин-го скелета ГП; m<0.01мм – масса фракции с эф-м диаметром < 0.01мм.

Гранулом-й анализ: исследуемые образцы экстрагируют в аппарате Сокслета образец дезинтегрируют , превращают в порошок, обрабатывают 5-10% р-ром соляной кислоты HCl, отмывают в дистилированной воде, высушивают в термостате при t=105оС и опр-т массы определенной фракции  просеивают на ситах разного размера, определяют содержание ч-ц разного размера.

Погрешности: - при стирании не гарантируется переход в порошок всех ч-ц <0,01мм, т.к. глинистые мин-лы могут содержаться в зернах полевых шпатов и др. мин-в; - обработка р-ром HCl – необратимо изменяет первоначальную массу образца, его минеральный и гранулометрический составы, т.к. растворяются не только карбонаты, но и ряд смешено-слойных глинистых минералов. (так же расчетным путем определяют коэф-т объемной глинистости, коэф-т относительной глинистости, коэф-т пористости скелета, агрегатную глинистость – все коэф-ты хар-т дисперсную (рассеяную) глинистость; слоистая глинистость – хар-т сод-ние в ГП глинистого мат-ла, чередуется с прослоями коллектора). Современный способ- применение счётчика Культера. в пробирку с колиброванным отверстием помещается 2 электрода, и при прохождении частички появляется импульс. предварительно прибор калибруется порошком с заданным размером частиц

Методы ГИС для опр-ния глинистости:

1. ПС Относит.глин определяют по завис-ти: α_{ПС (} η_гл)

2. ГК Опр-ют объемную глинистость по корреляционной связи ∆J_гк=f(k_гл):

Лабор-ные методы опр-ния глинистости:

1. ситовой метод определяет содержание и характер распределения зерен в породе

2. метод взмучивания

Билет 15

1. Понятие и разработка многопластовых месторождений. Принципы выделения эксплуатационных объектов. Этапы разработки, основные и возвратные объекты.

Многопластовое –это месторождение, в разрезе которого существует более 1 залежи.

При разработке многопластовых м/р-ий учитывают гидродинамическую связь между пластами. При вводе в разработку мно­гопластового месторождения необходимо решить задачу - в каком порядке следует вовлекать в эксплуатацию выявленные залежи продуктивных пластов.

Для более рациональной разработки необходимо, по возможности, объединить прод пласты в ЭО.

ЭО – или объект разработки – 1 или несколько прод пластов, которые выделяют исходя из геолого-технических и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

Геологические осбенности выделения ЭО:

1. Единый этаж нносности

2. Небольшие различия в глубинах, темпер и Рпл

3. Одинаковые природные режимы, литология и тип коллекттора

4. Пласты должны мало отличаться по прониц и неоднородности, что обесечивает одинаковую приемистость всеми пластами, суммарная толщина пропластков не > 100м

5. Между ЭО должен существовать неприницаемый барьер, для избежания перетоков

6. Вязкость н в пластовых условиях должна быть близка по значениям во всех пластах

7. Нефть в пропластках должна иметь одинаковые товарные качества

8. ЭО должен обладать значительными запасами для продолжительной эксплуатации скв.

Этажом разработки следует называть один или несколько продуктив­ных пластов, эксплуатируемых одной серией эксплуатационных скважин.

Существует три варианта систем разработки многопластовых месторождений: 1) сверху вниз;2) снизу вверх; 3) комбинированная.

1. Сверху-вниз (когда вначале вырабатывают вышележащие пласты, а затем нижележащие. Эту систему могут применять если залежи связаны с пластами, залегающими близко к дневной поверхности (неогеновые отложения)).

2. Снизу-вверх в ЗС (вначале вырабатывают нижележащие пласты, а после их обводнения изолируют с помощью цементных мостов. Если мост герметичен переходят к выработке вышележащего пласта).

3.комбинированная (когда ЭЭ разбуривают одной серией СКВ,а выработку пластов в каждом ЭЭ проводят по системе снизу-вверх

В последние годы на мест-х ЗС применяют многорядную систему разработки, когда в экспл-ю колонну спускают на одной подвеске 2-3 ряда НКТ на различную глубину для выработки различных пластов. Пласты друг от друга изолированы с помощью резиновых пакеров. Этот способ наз-ся одновре.-раздел-я эксплуатация многопластовых залежей.

Многорядная система разработки позволяет уменьшить кол-во доб СКВ и снизить сибистоимость добычи нефти. Это один из способов повышения эффективности разработки. По этой системе можно разраб-ть пласты с разными кол-ми св-ми и различным качеством нефти. По такой же схеме могут производить закачку воды в нагнет-е скв для воздействия на разные пласты. И эта система называется ОРЗ – одновременная раздельная закачка.

Возвратным объектом эксплуатации называют один или несколько продуктивных пластов, на которые осуществляется возврат эксплуатационных скважин в пределах этажа разработки после окончания выработки нижележащего эксплуатационного объекта.

15. 2. Палеоструктурные карты, изопахический треугольник, палеотектонические профили – методика построения, использование при геологоразведочных работах.

В основе всех палеоструктурных построений лежит анализ толщин и выравнивание каждой поверхности на поверхность на момент завершения которой изучается продуктивная поверхность.

Палеоструктурные карты – это карта разности глубин залегания исследуемой поверхности и вышезалегающего по разрезу стратиграфического подразделения, в итоге получается структурная карта исследуемого объекта на время конца накопления вычитаемого горизонта. Показывает историю развития какой-то пов-ти во времени.

Не м/б исп-ван д/некомпенсир.прогибания, толщин <100м и геосинклин.областей.

Изопахический треугольник – это набор палеоструктурных карт, расположенных в определенной последовательности сгруппированных в треугольник, позволяющий отследить всю эволюцию исследуемой структуры (локального поднятия, вала, свода). Горизонтальные ряды карт – палеоструктурные карты по одному из опорных горизонтов для различных этапов времени. Изуч-е разв-я всех пов-тей в разрезе.

Палеотектонический профиль – профиль выравнивания – это геологический профиль на определенное геологическое время, строится так же как и палеоструктурные карты путем отнимания, причем отнимаемая граница на палеопрофиле будет принята горизонтальной поверхностью. Изучает поверхность прод-го пласта во времени, изучают кумулятивные толщины.

Для палеопостороений рекомендуется использовать опорные пласты которые хорошо прослеживаются в разрезе, образовались в горизонтальных усл-ях и связаны с трансгрессивно-регрессивным циклом осадконакопления.

Палеопостроения могут быть использованы для решения следующих задач:

·      Исследование стр-ры на предмет времени обр-ния и последующего развития

·      Эволюции во время интенсивной миграции и акумуляции УВ

·      Обоснование положения ВНК

·      Возможно применение совместно с другими методами при качественной и количественной оценке нефтегазоносности.

15. 3. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных скважинах по данным ГИС.

1. В необсаженных скв.:

На начальной и средней стадии эксплуатации м-ния (заводнении) интервалы прорыва нагнетаемых вод выделяются характерными аномалиями на диаграммах ПС:

а. При обводнении подошвенной части пласта (наиболее часто встречаемый на практике случай) – уменьшение амплитуды ΔU_пс против подошвенной части относительно подстилающих глин (смещение кривой ПС против нижележащих глин влево относительно вышележащих). При обводнении кровельной части пласта (встречается крайне редко) – обратная картина. В случае обводнения по всей мощности пласта – снижение амплитуды ΔU_пс,, но линия глин остается на прежнем уровне.

б. По данным КВ фиксируется ↓ толщины глинистой корки против обводненных пластов.

в. В зоне прорыва пресных вод возможно проявл-е радиогеохимического эффекта (U вымывается из породы, попадает в более щелочную среду, чем в пласте → в скв. осаждается радиоактивный налет – радий с кальцитом CaCO₃) – определяется по замерам ГК в сравнении этой кривой с кривой, записанной в открытом стволе (в процессе бурения без динамики – без движ-я пласт. жид-тей)

2. В обсаженных скв.:

2.а) перфорированные скв. – могут нах-ся в двух состояниях: работающем и остановленном.

Для работающих скв. – методы механической и термокондуктивной расходометрии, влагометрия (возрастание показаний), плотностеметрия, термометрия (отриц.аномалии), индукционная и токовая резистивиметрия. Выбор метода зависит от степени выработки пласта, его обводненности, величины дебита. В наблюдательных скв. и скв. специального назнач-я, обсаженных не проводящими трубами (стеклопластик) – многократные измерения сопротивления. Для остановленных скв. – термометрия, методы «меченного» вещ-ва, гамма-метод. Хорошие результаты в условиях З.С. дает ИНК – имп. нейтр. каротаж, в котором изучают кривые времени жизни тепловых нейтронов τ_n, минимум к-го соответствует обводненному интервалу (поглощение соленой воды с высоким содержанием Cl, который оч.активно поглощает нейтроны).

2.б) неперфорированные скв. – выявл-е обводнения пресными водами: термометрия - понижение показаний, ИНК - ↑ τ_n при повторном замере; обводнение минерализованными водами - ↓ τ_n при повторном замере. Так же используется АК – основан на различии сжимаемости Н. и В. → скорости распр-ния упругих колебаний разные.