5.12. 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 пар-ров необходимых для проектирования раз-ки.

·  Предварительная стадия – детальные геофизические съемки, бурение оценочных скважин, экономический анализ рентабельности открытий. На этой стадии нужно выделить этажи разведки и базисный горизонт.

·  Детальная стадия – разведка по этажам и подготовка к эксплуатации. Проводится бурение разведочных скв-н, 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.

Сис-ма размещения скважин выбирается в завис-ти 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.     Смешанный способ размещения

Этажи разведки – группы пластов с близкими по строению, размещению и фазовому состоянию залежами. Каждый этаж разведуется своей сеткой скв-н, этаж разведки всегда больше чем этаж эксплуатации.

Базисный горизонт (залежь) – самый крупный по размерам и запасам, разведуется в первую очередь. На него планируется осн.сетка разведочных скв.

В случае многопластового м-ния 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.

После предварительной разведки всегда пишется отчет, как вести детальную разведку и где указ-ся сколько скв, в сетке, этажи, базисные горизонты. После этого пишется отчет, как вести технолог.схему разр-ки.

Опытно-промыш.экспл-ция делается д/того, чтобы подготовить к разр-ке. Обязательна д/газ.залежей.

 

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

Под системой разр-ки м-ния понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В завис-ти от кол-ва, мощности, типов и фильтрационной хар-ки коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. сис-ма разр-ки м-ния может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разр-ки (ЭО).

В основе выбора сис-мы разр-ки м-ний УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о размерах и форме залежи

2) о тектонических нарушениях и выклиниваниях

3) об закономерностях изменения колл-ких св-в

4) об критериях опр-ния кондиционных значений

5) дебиты скв-н, Рпл и обоснование режима залежи

6) о кач-ве нефти

7) о положении контактов

8) обоснование режима залежи

9) обоснование запасов (балансовых и забалансовых)

10)   усл-я для эффективной разр-ки

11)   о выделении ЭО на многопластовом м-нии;

12)   о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разр-ки объекта с использованием природной энергии;

13)   при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагн-ых и доб-их скв-н на площади:

14)   о плотности сетки скважин;

15)   о градиенте давл-я в ЭО

16)   о комплексе мероприятий по контролю и регулир-ю процесса разр-ки.

Обоснование выделения ЭО и оптимальных вариантов систем разр-ки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и м-ния в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих завис-ти м/у различными пар-рами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.


7.12. Прямой способ определения нефтегазонасыщенности (остаточной водонасыщенности) продуктивных коллекторов.

Прямой метод.

1.     экстракционно-дистиляционный метод опр-ния в аппаратах Закса.

Содержание воды в образце опр-ся по кол-ву отогнанной воды, а нефти – по потере массы образца с учетом отогнанной массы воды. Если m1 и m2 – массы водонефтенасыщ.образца до и после извлечения из него воды и нефти, то, зная плотность нефти δн и измерив объем выделившейся воды (Vв), можно найти объемное содержание нефти в образце:

Vн=[(m1-m2)-kVв]/δн

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:

        

Если в порах нах-ся также газ, что легко опр-ся по соотношению kв+kн<1, то коэф-т газонасыщенности:

kг=1-kн-kв

Оценка Ков выполняется на образцах керна с сохранением пластового насыщения.