Методы изучения залежей нефти и газа.

От качества и полноты промысловой инфы, полученной на стадии поисковых разведочных работ и пробной эксплуатации скважин зависят достоверность определения подсчетных параметров и оценка запасов, выбор и обоснование системы разработки месторождений, планирование добычи, достижения максимальной отдачи пластов.

Все методы изучения залежей нефти и газа подразделяется на группы:

Прямые. Основаны на непосредственном изучении месторождений по шламу, керну, пробы нефти, газа, конденсата и воды, по шламу и керну определяют литологию, содержание флоры и фауны и стратиграфическую принадлежность пород, коллекторские свойства, глинистость, карбонатность, нефтегазоводонасыщенность и другие свойства. По пробам нефти и газа определяют их свойства и зависимость свойств от давления и температуры. В частности, определяют плотность, вязкость, давление насыщения, газовый фактор, объемный коэффициент, пересчетный коэффициент, коэффициент усадки и другие параметры. По этим данным строят различные графики зависимости параметров, дабы знать, как они будут изменяться в процессе разработки месторождений. По пробам воды также определяют состав и свойства, а также газонасыщенность, содержание солей и определение типа воды и наличие газов, фенолов, бензолов и др. Недостаток прямых методов. В силу того, что результаты исследований получены по отдельным скважинам, то они характеризуют только определенные точки на месторождениях и для получения общей картины строят различные карты пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности, глинистости, карбонатности и другие. Дабы их использовать при подсчете запасов, составление проектов разработки и в процессе разработки.

Геофизические методы исследование скважин. Методами ГИС определяют 1) кровлю и подошву продуктивных пластов 2) литологическую характеристику пластов 3) характер насыщения (нефть, газ или вода) 4) общую эффективную и нефтегазонасыщенную толщину 5) коллекторские свойства 6) положение контактов (нефти или газа с водой).

При интерпретации данных в ГИС могут быть следующие случаи 1) во всех скважинах на каротажных диаграммах последовательно повторяются одни и те же максимумы и минимумы, это говорит о нормальном залегании пластов, что необходимо учитывать при построении георазрезов 2) в одной или нескольких скважинах нет одного или нескольких пластов, что говорит о наличии тектонического нарушения (когда пластов нет – то это сбросы). 3) если пласты повторяются дважды, то это взброс 4) если в нескольких скважинах нет целых стратиграфических подразделений (например, палеоген или верхний мел, то это указывает на наличие стратиграфического несогласия, которое происходит при наступлении моря на сушу при размыве пород) 5) Если в разрезе вскрывают вначале древние, а затем молодые породы, а затем снова древние на наличие опрокинутой складки 6) по ГИС определяют литологические и тектонические экраны (то есть, когда происходит замещение коллектора непроницаемыми породами или когда тектоническое нарушение является экраном) 7) Методы ГИС для контроля разработки месторождений (по ним определяют характер продвижения контактов в скважинах, интервалы которых принимают воду и отдают нефть в добывающих скважинах

Методы гидродинамические. Различают три вида: метод установившихся отборов, для этого в скважину, в которой получен нефть или газ отрабатывают на режимах (штуцерах) с различными дебитами и забойными давлениями. На штуцерах они работают определенное время с постоянным дебетом, поэтому это называются методом установившихся отборов, по этим данным строят индикаторные диаграммы.

(см. фото)

Дельта Р депрессии = Р пластовое – Р забойное

По прямолинейному участку индикаторной диаграммы в точке А с помощью касательной определяем коэффициент продуктивности = Q н / дельта пластового депрессии = 90/2= 45 кубометров/сутки * МПа

Зная коэффициент продуктивности, можно определить проницаемость пласта к пр = К прод * Мю * (ln Rк/р с + С)/ 2*Пи*hн

R контура питания = половина расстояния между скважинами

Р с – радиус скважина по долоту

С – коэффициент, учитывающий несовершенство скважина по степени вскрытия и характеру вскрытия

С1 учитывает то весь ли пласт вскрыт или нет. С2 зависит от количества отверстий на один метр пласта при проведении перфорации. h н – нефтенасыщенная толщина пласта, определяется по ГИС. По этим данным строят карты продуктивности и проницаемости пласта. По ним выявляют высокие и низкопродуктивные участки по месторождениям. Это необходимо учитывать при составлении проектов разработки для обоснования расстояния между скважинами и их количестве, а также для обоснования систем заводнения и мероприятий повышения нефтеотдачи пластов. Индикаторные диаграммы необходимы, чтобы обосновать оптимальные дебеты скважин, при которых они длительное время будут работать без обводнения, прорыва газа и без разрушения пласта (пласт разрушается, когда вместе с нефтью выносится песок, вынос песка приводит к разрушению промыслового оборудования). Это метод установившегося штуцера.

2. Метод неустановившихся отборов. После отработки скважины на режимах её останавливают для восстановления забойного давления до пластового, потому что забойное давление уменьшилось в связи с эксплуатацией скважины. Восстановление забойного давления записывают глубинным манометром. После расшифровки диаграммы манометра строят кривые восстановления давления (КВД).

Т – время работы скважины до остановки.

Дельта t – время записи восстановления давление глубинным манометром. Прямолинейная зависимость 1 свидетельствует, что пласт однороден по проницаемости, качественно вскрыт бурением, скважина работает с максимальной продуктивностью. Чем меньше штриховая линия, тем выше проницаемость пласта. Продолжая штриховую линию до пересечения с осью Р забойное, определяют пластовое давление. Излом КВД 2 говорит о сниженной проницаемости призабойной зоны (ПЗП).

Отношение альфа 1 к отношению альфа 2 = отношение коэф узп к к коэф пзп — показыватель, во сколько снижена проницаемость призабойной зоны – это показатель. За счет некачественного бурения и отложения тех же битумов при эксплуатации скважины. Для восстановления проницаемости и увеличения дебетов скважины необходимо проводить обработку пласта раствором соляной кислоты, различными растворителями или проводить гидроразрыв пласта, чтобы выйти за пределы зоны со сниженной проницаемостью и установить связь с основной частью пласта. По КВД 2 также можно определять Р пластовое.

Двухслойный или S-образный характер КВД-3 свидетельствует, что на участке а проницаемость восстановлена, а на участке б проницаемость снижена, и также требуется обработка пласта. Выпуклый характер КВД4 когда альфа 1 меньше альфа говорит, что проницаемость снижена на значительном расстоянии от скважины и нет гидродинамической связи с основной частью пласта. Только расформирована небольшая часть со сниженной проницаемостью (участок А). По таким объектам в открытом стволе получают слабые притоки нефти и газа, а в обсаженных скважинах промышленные притоки недостижимы, ибо никакие обработки не помогают. При КВД 4 нельзя определять Р пластовое, так как нет связи с основной частью пласта.

27.02.2012