8.9. Начальное пластавл-е в залежи, факторы, влияющие на формирование пласт.давл-я. Аномальное пластавл-е, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.

К природ. факторам, определяющим состояние и вел-ну плавл. в данном резервуаре, относятся: 1) горное давл-е; 2) гидростатическое давл-е; 3) сообщение м/у пластами; 4) хим. взаимодействие пл. вод и пород

1)Горное давл-е обычно подразделяют на геостатическое и геотектоническое. Геостатическое - это давл., оказываемое на пласт весом лежащей выше толщи ГП. Вел-на его зависит от толщины и плотности вышезалегающих ГП Геостатическому давл-ю противодействует внутреннее пластавл., к-ое передается пласт.жид-тью. Геотектоническое - это давл., возникающее за счет напряжений, образующихся в пластах в результате тектон. процессов, их деформации.

2)Гидростатич. давл. - это давл-е в пласте-коллекторе, создаваемое в результате гидростатической нагрузки пластод, перемещающихся в сторону регионального погружения пласта и возрастающее пропорционально глубине (градиент давления около 0,01МПа на 1м глубины). Вел-на гидростатичавл. в данной точке зависит также от способности породы передавать давление.

3) Сообщение между пластами осущ-ся за счет тектонарушений, стволов грязевых вулканов, иногда скв-н. При перетоках из пластов с высоким пл. давл. в пласты с низким давлением пл. давл. увел-ся в 1,5-2 раза.

4) Хим. взаимодействие пл. вод и г.п. В результате выщелачивания солей из ГП их концентрация в глубинных плодах возрастает, при этом объем порового прост-ва увел-ся, а вел-на пл.давл. понижается. Наоборот, выпадение солей из перенасыщенных растворов понижает объем порового прост-ва, локализует отдельные участки, плавл. при этом резко увел-ся.

Нач. пл. давл.давл., замеренное на забое первой скв-ны, вскрывшей прод. пласт.

Текущее плавл. - это давл. в залежи на определенную дату.

Статическое пл. давл.- это давл. в залежи, когда в ней устан-ся статическое равновесие. Обычно это происходит до начала разр-ки залежи, либо в процессе разр-ки, когда все скв-ны работают на одном и том же режиме.

Динамическое пласт. давл.давл. в залежи, когда в ней в процессе разр-ки отсутствует состояние покоя.

Забойное давлдавл. на забое работающей скв-ны.

Депрессия-разница м/у пласт. и забойным давл-ми.

Статический уровеньмакс-ый уровень при остановке скв-ны, соответствующий внутр. пл. давл. в залежи.

Динамический уровень-уровень при работе скв-ны.

АВПД - давл. к-ое изменяется более 1,25 атм/10м ствола скв-ныПЛ. > РГИДР.).

АВНД - давл. к-ое изменяется менее 0,8 атм/10м ствола скв-ныПЛ. < РГИДР.).

Причины АВПД:

- выс. геостатическое давл.,

- низк. гидростатическое давл,

- существование газ. залежей на большой высоте,

- нагнетание пластичных масс ГП в поровое прост-во залежи,

-  наличие различных экранов и закупоривание порового прост-ва при отложении в залежи различных минеральных вещ-в,

- наличие связи с нижележащими пластами, к-ые имеют высокие давл-я,

- землятресения,

-  подъем залежей с высокими пластавл-ями на более высокие гипсометрические отметки, за счет тектонических подвижек, либо подъема/отпускания земной пов-ти,

- на больших глубинах УВ дифференцируются на легкие УВ, к-ые попадают в пласт, что приводит к увел. давл.  

При вскрытии пласта с АВПД возникают осложнения при бурении и затрудняется разведка Н. и Г. м/р-ий, т.к.  нужно применять утяжеленные глинистые растворы, что затрудняет создание сплошного цементамня в затрубном прост-ве тем самым способствует прорыву вод. Еще проникая в поры пласта, утяжеленный глинаствор создает неблагоприятные усл-я для испытания пластов, т.к. нужно создавать значительные депрессии в скв-ах, что может привести к слому экспл.колонны.

Причины АНПД:

 - резкое опускание залежи на определенную глубину за счет тектонвижений

- выщелачивание порового прост-ва пород-коллекторов за счет к-го увел-ся его объем и соответствено уменьш-ся пл. давл.

При вскрытии пласта с АНПД на нормальных пром-рах, масса пром.жид-ти устремляется в прод.пласт, и ее трудно удалить оттуда.

Приведенное плавл.пласт.давл-е, к-ое пересчитывается на нач.положение ВНК. Если ВНК наклонный – берется средтметка его положения и по ней пересчитываются все пласт.давл-я, замеренные в скв-нах. Когда высота нефт., газ. залежи очень большая (200-300 м и более) пластавл-е пересчитывается на гориз.плоскость, проходящую по середине этой залежи.

РПЛ ПРИВЕД  = РЗ + Н·gНЕФТИ / 10 ,

РЗ замеренное давл., Н – глубина в АО, gНЕФТИ – плотность н. в пласт. условиях.

Если ниже ВНК то РПЛ ПРИВЕД  = РЗ - Н·gВОДЫ / 10 .

 

 

5.8. Региональный этап работ. Хар-ка видов работ, масштабы. Опорное, параметрическое бурение: требования, использование. Отчетность в конце этапа.

Региональный этап – это комплекс работ в осадочном бассейне в целом, в нефтегазоносном р-не или в пределах небольшой части р-на, к-ый позволяет выбирать участки, р-ны, бассейны для начального вложения средств по восполнению ресурсной базы, для подготовки к поисковым работам.

Оснеол.задачи:

1.     Изучить строение разреза, провести стратиграф-кое и литол-кое расчленение, выделить литолого-стратиграф-кие комплексы, покрышки

2.     провести стратиграф-кую привязку сейсмических горизонтов

3.     составить структурные карты по оснтражающим горизонтам

4.     опр-ть хар-р оснтапов разв-я бассейна

5.     дать качественную и количественную оценку перспектив нефтегазоносности

6.     выделить перспективные зоны нефтегазоносности, изучить их геолтроение, оценить прогнозные запасы

Комплекс работ, позволяющий создать основу для поисковых работ:

1.     Геологическая, структурно-геоморфологическая съемка

2.     Аэро- и космическая съемка

3.     Гравиметрическая, аэромагнитная, электрометрическая съемка

4.     Сейсморазведка (МОВ, МОВ ОГТ и др.)

5.     Геохимическая и гидрогеологическая съемки.

6.     Бурение опорных, параметрических, стр-рных и колонковых скв.

7.     ГИС, испытания, исследования

8.     Изучение керна и шлама по скв

9.     Научное обобщение с использованием математических методов и моделирования на ЭВМ.

Масштаб 1:1 000 000, 1:500 000, редко 1:200 000

Стадии:

1.     на первой стадии изуч-ся геолтроение и оцениваются ресурсы в целом осадочного бассейна или его отд.частей

2.     на второй стадии изуч-ся геолтроение и оцениваются ресурсы конкретных зон нефтегазонакопления

Опорные скв. закладываются в благоприятных структурных усл-ях, до фундамента или до технически возможных глубин. Основная цель – всестороннее изуч-е строения разреза. Предполагается максимально возможный отбор керна по всему разрезу, полный комплекс ГИС, геохимические, гидрогеологические, гидродинамические исследования, опробование и испытание перспективных объектов.

Параметрические скв. – закладываются в пределах крупных тектон-их элементов или локальных структур и на тер-рии перспективных зон нефтегазонакопления. Оснадачи – уточнение, детализация строения перспективных литолого-стратиграф-их комплексов, коллекторов и флюидоупоров; изуч-е физ.свойств (для интерпретации геофизических исслед-й) пород, изуч-е ОВ в породах. Проводится полный комплекс ГИС и те же исследования что и в опорных скв, отбор керна около 20% от общей глубины.

Проводят испытание перспективных или продуктивных по ГИС объектов.

Структурные скв бурятся до первого маркирующего горизонта с целью изуч-я общих черт крупных тектонлементов.

Отчетность: описано геол.строение, приведена фауна, приведены стр-рные карты, тект.карты, материалы по воде, даются перспективы нефтегазоносности по кат1 и Д2.

 

7.8. Способы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС

Главным при определении Кн, Кг явл-ся метод сопротивлений

1)   традиционная методика

   и  

 - УЭС продуктивного пласта

 - УЭС того же пласта при 100% водонасыщении

Исходные данные: Кп(гис), ρНП,ρВ, завис-ти.

    Рп=f(Кп)                                                                      Рн=f(Кв)

Проблема: обоснование и приведение завис-ти к пластсл-ям.

2)     объемной влажности (W)

Она основана на установлении зав-ти ρп=f(W) в пределах конкретного геол.лбъекта. Wопр-ют по керну с сохраненным пластовым насыщением)

Исходные данные: ρНП, КП – по ГИС, завис-ть

W – определяют по зависимости ρП=f(W), далее КНГ=(1 – WП)