8.1. Методы получения геологопромысловой инф-ции о залежах продуктивных пластов.

1. Методы (прямые), основанные на изучении залежей продукт.пластов по образцам ГП и пробам Н, Г, В, отбираемым из скв-н. С их помощью можно судить непосредственно о литол. строении пластов, коллек.св-вах, н-насыщенности, физ.-хим.св-вах Н, Г и В. Эти методы позволяют получить наиболее объективную харак-ку о залежах продукт. пластов.

Прямые методы иссл-я скв-н дают наиболее полную и объективную оценку продукт.пластов и нефт. залежей, но в отдельных их точках

2. Геоф. методы изуч-я разрезов скважин

Геологические задачи:

- литологическое расчленение разреза

- выделение реперов

- выделение коллекторов

- опр-ние хар-ра насыщения коллекторов

- опр-ние Кп, Кн, Кг, глинистости, прониц-ти, прогноз дебита.

- (!) обоснование построения геол-ого сейсм. разреза по временному сейсм. разрезу (привязка)

Другие задачи:

- контроль технич-го состояния скв-ны и ее оборудования

- контроль процесса эксплуатации скважины

Для решения этих задач исп-тся расходомеры, дебитомеры, резистивиметры, плотностномеры, влагомеры, термометрия, ИННК, локатор муфт и т.д.

3. Гидродинамические методы

Среди гидродинам.исслед-й пластов и скв-ин выделяются методы установившихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания и самопрослушивания скв-н.

Метод установившихся отборов закл-ся в изучении последовательных изменений отбора жид-ти из пласта и замерах дебита и заб.давления (после того как в скв-не устан-ся приток при каждом новом режиме ее работы). Ряд таких замеров позволяет опр-ть зав-ть дебита от забойного давл-я и составить урав-е притока.

Основные преимущества этого метода состоит в том, что он позволяет, не прекращая эксплуатации скв-ны, раздельно учитывать добычу нефти, воды и газа и составлять для каждого из них урав-е притока, исследовать все скв-ны не зависимо от способа их экспл-ции и кол-ва выделяющегося газа, проводить иссл-я скв. примерно в тех же условиях, в которых она будет в дальнейшем эксплуатироваться.

Метод неустановившихся отборов предусматривают построение КВД. По результатам их обр-ки устан-ют прон-ть, гидропроводность, пьезопроводность, подвижность, проводимость удалённых зон пласта.

Наиболее часто для обработки КВД используется метод касательной, к-ый позволяет рассчитать пар-ры пласта как при рпл > рнас, так и при рпл нас.

На КВД, построенной в координатах Δр, lgt, по углу наклона этой прямой, представляющего тангенс угла прямолинейного участка к оси времени, рассчитывается величина:

,

где Δр1 и Δр2 - точки знач-й измен-я давл-й на прямолинейном участке кривой; lgt2 и lgt1 - соответствующие значения логарифмов времени.

Коэф. прон-ти

,

где Q - суточный дебит нефти в скв-не до её остановки, т/сут; μ- вязкость пласт. нефти, мПа*с; Н эфф. толщина пласта, см.

Нах-ся знач-е гидропроводности (ε = КпрН/µ), подвижности (Кпр/µ), проводимости (КпрН), пьезопроводности(æ).

При гидропрослушивании выбирают две скв-ны: возмущающую и реагирующую. В реагирующую скв. опускают глубинный дифференциальный манометр, с помощью к-го улавливается импульс давл-я от возмущ. скв. Отсутствие импульса в реагирующей скв-не говорит о наличии литолог-их экранов или о замещении продукт-ых пластов плотными глин-ми. Это позволяет применять метод гидропрослушивания для установления гидродинам. связи: а) м/у нефтяной и законтурной частями залежи; б) м/у отдельными участками залежи; в) между отдельными пропластками крупных нефт.пластов или горизонтов.

Самопрослушивание скв-КВД. Опр-ся.: литол-ий экран, естест.контур нефтеносности, искусств.контур нефтеносности, создаваемый закачиваемой водой.

4. Методы изуч-я разрезов скв-н с помощью дебитомеров и расходомеров

Комплексная обр-ка дебитограмм и расходограмм позволяет опр-ть вел-ну коэф.охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пласт.давления, выделяют работающие интервалы пласта.

5. Геохим. методы изучения продук-ых пластов

Три основных метода:

1) газовый каротаж скв-н; 2) люминисцентно-битуминологический анализ; 3) гидрохим-ий анализ подзем. вод.

1)газовый каротаж скв-н - это вид исслед-я, примен-ый для выделения н/г-насыщенных пластов в скв-н и предусматривающий непрерывное извлечение Г из промыв. ж-ти, выходящей из скв-ны, определение общего содержания УВ-ных газов и их компонентного анализа.

2)люминисцентно-битуминологический анализ-метод опр-ния содержания состава рассеянных в породе битуминозных в-в, основанный на наблюдении их люминесценции. Г и легкие Н обычно не светятся, светятся тяжелые н. и н. средней плотности.

3)Гидрохим.анализ подзем.вод: В процессе опробования скв-н отбираются пробы В. Эти пробы направляются в хим.лабор-рию, где устанавливаются:

1) ионно-солевой состав В, кол-во в-растворённых Г;

2) содержание микрокомпонентов (йода, бора, брома, бария, микроэлементов и т.д.);

3) виды и кол-во воднорастворённых ОВ;

4) реакция среды (рН, Eh)

На основе анализа проб В устан-ся пути её поступления и принадлежность к тому или иному горизонту (верхние, нижние, промежуточные В, В тектонических трещин и т.д.).

6. Изуч-е разрезов скв-н по буримости пород (механический каротаж)

Позволяет выделить в разрезе пласты различной плотности и твёрдости. Этот метод обычно испол-ся при установлении литолог.состава пород в процессе разведочных работ.

7. Термометрические методы можно разделить на пять групп:

1) замер темп-ры пластов;

2) термодин-кие методы исслед-я пластов и скв-н;

3) термографические исслед-я скв-н;

4) изучение тепловых полей нефт. залежей при закачке в них холодной воды;

5) термометрический контроль при тепловом воздействии на пласт.

1. Замеры пласт.темп-ры необходимы для устан-я усл-ий форм-ния зал-ей н. и г., изуч-я тепл-го поля Земли (опред-ия геотерм. ступени и геотерм. градиента), для опред-я технических усл-ий при геофиз-их и тампонажных работах в скв-не. Изучение распределения темп-ры по стволу скв-ны позволяет выявить аномальные участки, указывающие на наличие тектон.нарушений как в пределах стр-ры, так и в пределах нефт. или газ. залежи.

2. Термодинам-ие методы исслед-я скв-н и пластов эффективны при изуч-и гидродинам-го состояния разрабатываемых  залежей  н. и г..

3. При термографических исслед-ях скв-н на основании интерпретации термограмм устанав-ют динамическую и эфф.толщины пластов, их продуктивность, перетоки жид-ти из одного пласта в другой. В нагн.скв-ах опр-ся инт-лы в-поглощения, их приёмистость. И решаются вопросы технического состояния скв-н, нарушения герметичности экспл.колонн.

4. При изуч-и измен-я тепл.полей нефт. м/р-ий при закачке в них холод.воды при внутриконтурном заводнении установлено, что охлаждение пласта приведут к ↑ вязкости Н, выпадению парафина в усл-ях пласта, значительному ↓ продуктивности скв-н.

5. Термометрический контроль осущ-ся при следующих видах теплового воздействия на пласт: а) подогреве паром; б) электрическом прогреве ПЗП; в) создании движущегося очага горения; г) термокислотном импульсировании на забое и внутри пласта. Термометрический контроль закл-ся в установлении закономерности продвижения тепловых потоков в ПЗП и в пределах всего пласта, изменения физ.-хим. св-в н., изменения продуктивности скв-н.

8. Инф-ция на основе анализа результатов эксплуатации доб. и нагнет. скв-н

В процессе анализа эксплуатации доб. скв-н по соотношению дебитов можно сделать вывод о хар-ре колл-ра, закономерностях изменения колл-их св-в по площади залежи, наличии трещиноватости. По изменению процента песка судят о хар-ре колл-ра, степени его сцементированности.

По изменению пласт. давлений в каждой доб. и нагн.скв-не строят карты изобар, по к-ым рассчитывают средневзвешенные по S и V залежи пласт.давл-я в пределах внеш. контуров н-носности или в пределах зоны отбора. На основе анализа карт изобар осущ-ют контроль и регулирование разр-ки, принимают меры по ↑ или ↓ объёма закачиваемой В в пласт, по улучшению состояния разр-ки каждого ЭО.

9. Геолого-промысловые методы, построение моделей залежей

Выделяют три вида геол.-промысл. инф-ции: 1) описательную; 2)кач-ную; 3) колич-ую.

Описательная инф-ция вкл-ет описание геол-го строения как в целом региона, так и конкретного м/р-ия (геоморфология, история геолого-геофиз-ого изуч-я р-на, его стратиграфия, тектоника, н/г-носность, в-носность, пол. иск-ые); качественная инф-ция - схемы корреляции, геол. разрезы, сведения о колл-их св-ах, продуктивности, термобарических и энергетических харак-ках пласта (залежи); колич-ная инф-ция - различные карты, харак-щие строение пластов и залежей, а также рез-ты обр-ки всей геол.-промысл.инф-ции, что позволяет в конечном итоге создать модель залежи.

Геолого-промысловая модель представляет собой комплекс промыслово-геолог-их графических карт и схем, цифровых данных, кривых, харак-щих зависимости м/у различными пар-рами залежей, а также словесное описание особенностей залежей, к-ые в MAX-ой степени отображают строение реальной залежи. Строится когда залежь на стадии разведки.

 

 

 

 

 

 

 

 

7.1           Литолог-ое расчленение песчано-глинистых разрезов по данным ГИС (песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты, плотные, угли, битуминозные породы).

Рассматриваемые разрезы обычно представлены следующими типами пород:

1)         плотные

2)         угли

3)         битуминозные

4)         песчаники

5)         глины

6)         алевролиты

7)         аргиллиты

Критерии выделения типов пород:

1.         для плотных

Плотные – карбонатизированные песчаники, алевролиты, глины. (в З.С. считаются плотными, если содержат 12-15% карбонатного материала)

а) ρБК > ρБК*  * - граничное значение: ρБК* ≈18-20 Ом∙м, ρБМК* ≈ 5∙ρс,

б) ρБМК > ρБМК*, где ρс – сопротивление раствора

в) аномально высокие показания НК, т.к. в плотной породе мало пор → мало воды → мало Н2 → нет удерживающего нейтроны элемента → нейтроны «прошивают» породу насквозь → плотность потока нейтронов высокая → IНК > IНК* (IНК* =3,8 – 4,5 у.е.; 1у.е.=11827 – показания нейтронного метода в имп/мин, получаемое в баке с водой)

г) показания ГК минимальны, и меньше чем в песчаниках IГК Imin, IГКплотн < IГКпесч

д) показания ГГКП превышают граничные: ρГГКП > ρГГКП*ГГКП* ≈ 2,6, Кп < 6-8%)

е) dсdном ± Δdd =5 мм – вызвано возможным искривлением скв-ны, отклонением ее оси от вертикали)

2.                 для углей

Низкая плотность, высокое содержание водорода (60 – 70% по воде), низкая пористость

а) IНК IНКmin (или IНК = IНКmin)

б) ρп > ρп*п* ≈ 30-40 Ом∙м)

в) δ = 1,1 – 1,8 г/см3 (каменный – антрацит)

3.     для битуминозных пород

Эти породы содержат большое кол-во органики, к-ая сорбирует уран, поэтому:

а) IГКбит >> IГКглин, IГКбитIГКmax

б) IНК < IНК* (IНК* ≈ 1,8 у.е.)

в) ρп(БК) > ρп(БК)*п(БК)* ≈ 100 Ом∙м)

г) δп ≈ δп* (2,1 – 2,15 г/см3)

4. для глин, аргиллитов

а) αпс < αпс*пс* ≤ 0,1-0,15)

б)

в) ρп < ρп*п* - низкие показания)

г) dс > dном ± Δdd =5 мм) – глины

    dс < dном ± Δdd =5 мм) – аргиллиты.

5.     Оставшаяся часть разреза сложена песчано-алевритовыми породами.

Пласт-коллектор выделяют по прямым качественным признакам:

a)     ρмпзмгз – положит.приращение на диаграммах МГЗ

Радиус исслед-я МПЗ 10-15см, МГЗ 3,7см.

Кажущееся сопрот-е градиент-зонда опр-ся сопрот-ем глин.корки. Кажущееся сопротивление потенциал-зонда опр-ся сопрот-ем полностью промытой зоны.

b)     dскв<dном (∆hгл.кор>0)

c)     наличие радиального градиента-сопротивления, т.е. разделение песчаников и алевролитов идет по какому-то αпс**=0,7-0,85.

 


 5.1. Закономерности размещения залежей УВ.

 1. По глубине. Осн.запасы УВ (более 75-80%) сконцентрированы на глубинах 1-3 км. В верх.части (менее 1км) порядка 5-10% - т.к. в рез-те вертик.миграции и терр-рии перестроились, поднялись, отложения вышли на пов-ть, ниже 3км до 8,5 км открыта нефть при t=250, газ – до 9,5 км в глубину. Выше 1.5-2 км. – разрушение залежей, отсутствие термодинамических условий, ниже 4 км. – низкая конц-я ОВ, слабая изученность и вертикальная миграция УВ. Такое распределение укладывается в представления теории осадконакопления (на этих глубинах наиболее подходящие физико-химические условия для образования и аккумуляции нефти), поэтому зона 1-3 км называется главной зоной нефтеобразования (ГЗН). Для газа зона от 1-2 и от 4 до 6. В ЗС max конц-я нефти на глуб. 2-3 км., max кол-во газа – 1-3 км. В З.С. нефть и газ открыты до глубины 4-4,5 км.

2. По стратиграфическим комплексам: распределение неравномерное, одни богатые, другие - бедные. Осн.запасы сконц-ны в Mz (нефть – J3, K1; газ – верхний К) и нижняя часть Kz (P3-N), в PZ (нефть – ср.Є2, ср.О2, D3, С1-2, Р) ниже по запасам на 2-3 порядка, чем в MZ. Самые бедные: триас, ниж. юра, палеоген 1-2, в PZ: силур, верхнем кембрий. В разрезе фанерозоя (от кембрия до четвертички) идет чередование бедных и богатых. Периодичность в распределение залежей н и г и их запасов по стратиграфическим комплексам связано с периодичностью н/г-образования.

3. По крупным геотектоническим структурам: Богаты как молодые (в основном MZ) так и древние платформы (в основном KZ), геосинклинальные области менее богаты. УВ аккумулируются как во впадинах, прогибах, так и на сводах, но max в положительных структурах 1 порядка (своды, мегавалы, впадины, мегапрогиды) или надпорядковых (антиклизы, синеклизы, геоблоки). Максимальная концентрация происходит на крупных сводах, куполовидных поднятиях. В ЗС max конц-я – Вартовский, Сургутский, Краснолен. своды (нефтью), мегавалы – Уренгойское, Ямбургское, Медвежье (газом).

4. По запасам: для всех осадочных бассейнов установлен закон распр-я залежи – частота встречаемости залежи с определенными запасами обратно-пропорциональна квадрату этих запасов (т.е. маленьких залежей много, больших мало, но в больших содержится основная часть мировых запасов). Максимальные запасы м-ия определяются: lnqmax=4.3lnp (p – плотность ресурсов). <3 – плотность маленькая, нет смысла в н.в. разрабатывать м-ие, >100 – плотность высокая – перспективное м-ие (гигантское м-ие). По прогнозным картам можно сделать вывод о перспективности м-ия. В н.в. на балансовые запасы ставят м-ия и с запасами 60-100 тыс.т.