Билет 11

8.11. 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. Этот коэффициент можно также рассчитать по КВД, но будет иметь место большая погрешность.

 Существует удельный коэффициент продуктивности – он используется для оценки дебитов новых скважин, при оценке кондиционных значений коллекторских свойств.

Коэффициент приемистости – это коэффициент продуктивности для нагнетательных скважин. Также определяется по ИД, при его определении используется показатель репрессии (Рзаб-Рпл).

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

Гидропроводность: .

Подвижность определяется по формуле: .

И проводимость: .

По проводимости определяют удельный дебит нефти, приходящийся на каждый зональный интервал.

5.10.  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.

7.10. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов по геофизическим данным.

Может быть выполнено по пар-ам полностью промытой зоны пл

1. по ρпп (ρмбк или ρмпз/ρмгз)    Рн=ρпп/ρпп,в=а1/Кв ппвn1

    Рн=ρппв/ρсмеси   ,  П-пар-р поверх пров-ти- тоже влияет

2. по ЯМК (адер магнит кар-ж)  опр-ют Индекс Свободного Флюида  т е Кпэф

если Кп известно Кно=(Кп-Кпэф(ямк))/Кп-Ков

возможно исп-е нейтрон мет-ов

3.Способ Сургучова скв-на на РНО эти пар-ры находят по ГИС

-сопр-е промытой части пласта;

-пар-р поверхностной проводимости (в зав-ти от aсп);

-сопр-е БР, наход-ся в зависимости от самого сопрот-я р-ра и t пласта;

 

Билет 12

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

Нефтеотдача – количество отобранной Н или Г / начальным балансовым запасам . Конечный коэф нефтеизвлечения = суммарный проектный отбор Н и Г /  нач бал запасы. Текущий КИН – на определенную дату. Фактический КИН = фактич доб Н или Г / балансовые запасы Н или Г. КИН определяется  * коэф вытеснения = количество Н промытой при максимальном количестве воды из образца / начальное количество Н в образце * коэф заводнения = обьем залежи заводненной / обьем залежи * коэф охвата разроботкой = обьем залежи, охваченной процессом разработки / обьем общей нефтенасыщенной части залежи. КИН зависит от * природного режима залежи ( коэф Г отдачи при расчетах =1,но при Г режиме и расширяющегося Г  0,93-0,97 , при газоупруговодонапорном режиме 0,830-0,910 , при газоводонапорном режиме  0,91-0,95 , конденсотоотдача 0,8.* фильтрационных характеристик пласта ( проницаемости, гидропроводности)* геологической неоднородности, прерывистости пластов, вязкости Н, вязкости Н / вязкости закачиваемой воды, коэф нефтенасыщенности * активности вод пластовых, находящихся за контурам нефтеносности.  Остаточная нефтенасыщенность (за начальным и текущем контуром) в оценочных с/х путем отборе керна при промывочной жидкости на Н основе. Значительно улучшают нефтевымывающие свойства закачи­ваемой воды добавки поверхностно-активных веществ (особенно так называемых неионогенных ПАВ, например, полиэтилена и др.).  Для увеличения КИН – бурение пологих, горизонтальных скважин, добавке в закачиваемую воду загустителей — жидкого стекла, полимеров. Наибольшее применение получили полиакриламиды (ПАА). Нагнетание в пласт водовоздушных (водогазовых) смесей и пен (пенообразующих агентов) Весьма эффективной является закачка воды с растворенным в ней СО2 (карбонизированной воды). Нагнетание сухого газа под высоким давлением (выше 26 МПа) повышает нефтеотдачу почти на 10—15%, использование при закачке воды оторочки из сжиженных газов (обычно пропана), применения различных термических методов: закачки в пласт перегретого пара, горячей воды, прогрева призабойной зоны с помощью электронагревателей, осуществление подземных термоядерных взрывов.

5.11. Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поис­ковых скважин.  Поисковое бурение, требования 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 120о.

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 большей 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).

7.11. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы ее 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., Vпсоотв-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 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

5.12. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Разведка многопластового место­рождения. Расчеты оптимального количества скважин для разведки нефтяных и га­зовых залежей. Стратегия и тактика разведочных работ.

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.

8.13.  Обоснсход.геол.факторов.учит.

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.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит 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.

Основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на мезо-, макро- и мета - уровнях.

К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов колекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне,—чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами. приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей. зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

 

7.12.Прямой способ определения нефтегазонас. (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) соед-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

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

Разработка комплекс технологических процессов, направленных на извлечение Н, Г и пластовой воды из недр к забоям добывающих скважин при осуществлении либо естественных либо искуственных режимов воздействия на продуктивные пласты. Система разработки разбуривание залежи (эксплуатационного обьекта) по определенной схеме или плану добывающими или нагнетательными скважинами. Этапы разработки - *изучение геолого-геофиз и геолого-пром материалов и создание геолого-пром модели залежи эксплуат обьекта, котор и учитывается при производстве гидродинамических расчетов.*на основе трех мерной геолого-пром модели производятся гидро-геолого динамические расчеты, для оценки добычи Н, Г, жидкости, закачиваемой воды, динамику кол-ва, добыв и нагнет скв-н как за весь срок разработки так и за период на 10-15 лет.* проведение технико –эконом расчетов, учитывающие нормативы на бурение, эксплуат. скв-н, и расчитываются наиболее рациональные варианты разработки. Стадии проектирования разработки  две стадии *составление технологической схемы разработки СР. * составление проекта разработки.  На каждой  стадии проектирования разработки * проект пробной (опытна-промышленной) эксплуатации *составление принципиальной схемы разработки * составление технологической схемы разработки- ТСР * составление генеральной схемы разработки месторождения. Когда составляют проект разработки ( какого либо участка или площади, залежи) * составление проекта разработки *составление проекта разработки залежи эксплуатационного обьекта *составление авторского надзора или геолого-пром анализ состояния разработки с предложением по улучшению системы разработки. Принципиальная схема разработки документ в состветствии с которым утверждается основные принципы разработки месторождения. Порядок и количество выделения эксплуатационных обьектов, очередность их ввода в разработку.  ТСР - проект разработки либо эксплуатационного обьекта в пределах многопластового месторождения, либо участок какой либо площади или по нескольким отдельным площадям или участкам где производится воздействие на пласты различными МУН.

Генеральная схема разработки документ в котором проектируется ввод месторождения в разработку нескольких эксплуатационных обьектов. По каждому из которых ТСР.

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

Корреляция бывает разной по масштабу: 

·     региональная (между региональными нефтегазоносными территориями)

·     межрайонная (между нефтегазоносными районами к примеру Сургутский-Вартовский)

·     площадная (между площадями или месторождениями)

Исходными данными для корреляции являются:

·     По ГИС берется комплекс КС, ПС, ГК.

·     По палеонтологическим данным

·     Палинокомплексы (спорово-пыльцевой) в случае континентальных отложений

·     Сейсмика для отображения пространства между скважинами позволяет создать единую седиментационную модель (замещения, выклинивания, разломы)

·     Литогеохимические данные (корелляция минералов)

Морские и континентальные отложения резко отличаются:

При корреляции морских отложений выделяются маркирующие горизонты (реперы) в ЗС к ним относятся: Баженовская, Георгиевская, Кошайская, Кузнецовская свиты, Сармановская пачка глин и т.д.(они однозначно выделяются и коррелируются, обладают характерными петрофизическими св-вами). Характерна выдержаность по площади глинистых пачек, поэтому сначала коррелируются глины, а затем всё остальное. При межрайонной или региональной корреляции привлечение фауны.

Континентальные отложения – характеризуются резкой невыдержанностью на коротких расстояниях, резкие колебания литологии и мощностей, поэтому корреляция проходит по циклам седиментации, коррелируются пачки затем пласты. Коррелятивами могут быть пласты углей, древние коры выветривания.

К1-2 :

В неокоме:                        А1-12                Вторая буква – район (АСВ итд)

                                         Б1-15

                                         Ач1-5

Викуловская                      Вк1-5

Покурская  Пк1-22

J1-3:

Баженовская - Ю0

Абалакская - Ю1к

Васюганская - Ю1

Вогулкинская - П1-3

Тюменская - Ю2-9

J1 – Ю10-15

·                  

7.13. Глинистость пород, лабораторные и геофизические способы ее определения.

-понятие минералогическое (каолинит, гидрослюда, хлорит, монтморелонит); гранулометрическое (фракции различных диаметров и их сод-е) см вопр 1

К глинистым мин-лам относят минералы амоно-силикатного состава (гидрослюды, монтморелонит, каолинит). 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 СокслетаÞ 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 Þ 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

Определение глинистости м-дами ГИС:

1.определение глинистости по ГМ. Основано на зав-ти ГМ от Сгл. Сгл®Vглин.

Кгл=Сгл(1-Кп), где Кгл – доля объема породы занимаемого глинистым мат-лом. Глинистость по ГМ будет зависеть от дополнительной радиации (полешпатовые песчаники).

2.Метод ПС. hгл – относит-я глинистость- это степень заполнения глин-м мат-лом порового пространства. 1-низкая минерализация пластовых вод = 10-15 г/л; 2-средняя = 30-40 г/л; 3-высокая. Если глинистость рассеяная: Кгл=hгл*Кп/(1-hгл) Þ hгл=Кгл/(Кгл+Кп). Если глинистость слоистая:

c-показатель слоистости глин. Зависимости с aсп лучше работают в случае с рассеяной глинистостью и маленькой минерализ-ей пластовых вод.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Билет 15

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

Многопластовые залежи – отдельные залежи приуроченные к пластам, занимающим отдельное место в разрезе, характеризующиеся индивидуальными свойствами. Сверху вниз- при ударном способе разработке (20х годов) но нельзя оценить ресурсы месторождения , выявить наиболее продуктивные пласты, разведка и доразведка затягивается на долгие годы увеличивалась длина эксплуатационной колонны и увеличивалась себестоимость нефти. Снизу вверх –при вращательном бурении –позволяла вскрыть весь разрез и изолировать все продуктивные пласты , уменьшение затрат на бурение, но сроки разработки затягивались. Сначала в эксплуатацию вводится нижний горизонт, а вышележащие (возвратные) после полного разбуривания нижележащих горизонтов. Комбинированная разработка- серия эксплуатационных скважин бурится как одновременно так и последовательно – увеличение темпов добычи, снижение себестоимости Н и Г. Эксплуатационный объект (ЭО) – один или группа пластов, предназначенных для совместной разработки одной серии эксплуатационных скважин. Этапы выделения ЭО –*до 20-х – ударный способ *23-46 гг –роторное бурение *46-48 до 1965 законтурное заводнение  применено у нас( впервые в Америке) *64-75 выделение ЭО обьеденение пластов ( обьединялось очень много пластов, например группы пластов АВ или БВ) *75- до н.в. анализ геолого промысловой характеристик пластов и выявление необходимости обьединения не более 2-х пластов. Принципы выделения ЭО - * качество Н совмещаемых пластов с технологической точки зрения должно быть одинаковым * литолого –физические св-ва пластов ( пористость, проницаемость, лит состав, мощность) должны быть сходными * энергетические свойства  пластов Рпластовое должны быть сходными. * геолого-промысловые показатели должны быть сходными (контуры нефтеносности приблизительно одинаковы, дебит).

5.15. Палеоструктурные карты, изопахический треугольник, палеотектонические профили - методика построения, использование при геологоразведочных работах.

Главный принцип – изучение мощностей, поверхность на которой мы изучаем – выравниваем.

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.

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.

Палеотектонический профиль – 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.

Для палео - постороений рекомендуется использовать опорные пласты, которые хорошо прослеживаются в разрезе, образовались в горизонтальных условиях и связаны с трансгрессивно-регрессивным циклом осадконакопления.

Палео - построения могут быть использованы для решения следующих задач:

·                 Исследование структуры на предмет времени образования 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.

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

В необсаж скв, пробур в зонах обводнен залежи нагнетаемыми водами, не отличающимися по мин-ии от пластовых, обводнён прод пл выдел-ся по геофиз критериям, установленным для опр-я характера насыщения коллекторов при их первоначальном нефтеводонасыщении. При этом необходимо учитывать влиян на их величину остат или текущ значен нефтенас-ти, кот приводит к некоторому изменен геофиз критериев в завис-ти от стадии выработки нефтяного пл. Тут наиболее информативны методы сопротивления, акустич, нейтронные, термич. В обводнённых прод пластах набл-ся понижен зн-я удел электрич сопротивлен, акустич и нейтронные хар-ки аналогичны водоносным пластам. Если в исследуемом пересечении движется осолонённая оторочка фронта нагнетания ,то геофиз параметры сильно изменяются.

Наибольшие трудности возникают при обводнении пресными нагнетаемыми водами.

Из обязат комплекса гис в этом случае м.б. использованы методы кс, пс, кавернометрия.

По величине удел электр сопр-я пласта однозначно обнаружить обводнение невозможно однако по типам кривых бокового электр зондир иногда удаётся. Так кривая бэз для обводнённого пласта как правило имеет более крутую левую ветвь, чем для нефтеносных (угол 60 град)