Билет 6

8.6. Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.

Кондиционные значения - нижние значения пористости, проницаемости, эффективной толщины при которой получают промышленные (рентабельные) дебиты нефти или газа. Определяют удельный коэффициент продуктивности (ή) = коэффициент продуктивности / эффективная толщина. По графикам определяют нижние пределы(порист.

 

ή

 

 

 


                                              пористость  ( или αсп)

 

 

 

 

 

пористость

 

 

 

 


                                                                 log прониц.

 

 

 

 

 

 

αсп

 

 

 

 


проницаемость

 

 

 

 

 

αсп = ПС изуч пласта / ПС опорного пласта.   Нконд (конд знач зффек мощности) = Н эфек * αсп

7.5. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным ГИС.

Суммарную мощность всех н/г насыщ. прослоев в исследуемом пересечении их скважиной называют н/г мощностью. Эффективной мощностью н/г насыщ. отложений называют часть н/г насыщ. мощности из которой возможно извлечение н(г) при заданном режиме разработки зал. Опр-ие эффект. мощности рассмотрим песчано-гл разрез визуальный способ. Основан на зав-ти показан ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород

5.5. Термобарические условия, их влияние на формирование залежей нефти и газа.

Источником УВ, исходя из органической теории происхождения нефти, является органическое в-во, захороняемое вместе с глинистыми осадками.

·     При достижении породами температурного порога около 70о происходит уменьшение энергии сорбционных связей компонентов протонефти со скелетом РОВ. При этих же температурах начинается дегидратация глинистых минералов и вторичное уплотнение глин (отжим гидратных вод), что приводит к уменьшению расстояний между глинистыми частицами минерального скелета породы, сжиманию объемов полостей, вмещающих частицы РОВ, постепенному увеличению внутреннего давления УВ до горного. Это обуславливает гидроразрыв вмещающих глин и прорыв смеси УВ в коллектор.

·     Генетическим показателем, отражающим обстановку седиментации, является изопреноидный коэффициент – отношение пристана к фетану в ОВ. Эта величина формируется еще на стадии диагенеза и мало изменяется в последующем. По величине Ф различают 3 типа обстановок седиментации – резко восстановительная, восстановительная и слабо окислительная. В первом и последнем случае запасы залежей небольшие и встречаются редко.

·     Интенсивность и количество генерируемых УВ определяется типом ОВ. Сапропелевое ОВ из за большего содержания органики генерирует больше УВ чем гумусовое, т.е они обладают разным нефтегазогенерирующим потенциалом.

·     В преобразовании ОВ на начальном этапе играют важную роль бактерии. Чем больше времени отложения находились на глубине менее 300 метров тем больше вероятность разрушения ОВ за счет анаэробных процессов.

·     Количество генерируемой нефти пропорционально метаморфизму ОВ, который определяется по отражательной способности витринита в масле или на воздухе. Между отражательной способностью витринита и температурой была найдена зависимость.

 

Билет 7

8.7. Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.

Детальная (зональная) корреляция  -кор-я в пределах мощного продуктивного горизонта или продуктивного пласта большой мощности с целью выделения в их разрезе зональных интервалов. Зональные интервалы – части мощности продуктивного пласта, которая по своим литолого- фациальным св-м и положению внутри пласта отличаются от других интервалов мощности пласта.(песчаные геологические тела,распространенные  на отдельных участках залежи иногда в пределах всей залежи.) Методика детальной (зональной) корреляции  - перед началом выделяют основные геоэлектрические репера( пласт прослеживающийся во всех скважинах в виде характерных макс и минимумов) *выше кровли продуктивного пласта *ниже подошвы продуктивного пласта * в пределах продуктивного пласта. Если основ. геоэлектрический репер выделить не удается кор-ю проводят  либо по кровли продуктивного пласта или по подошве продуктивного пласта.  Выделяют основные геоэлектрические репера второго уровня прослеживаются по основной группе скв-н, выделяют основные геоэлектрические репера третьего уровня(местные репера) репера прослеживающиеся по некоторой группе скв-н. И потом коррелируют по скв-м. Методика детальной (зональной) корреляции  с помощью выделения групп скв-н по общей мощности. В пределах каждой группы выделяется эталонная скважина (средняя для всех разрезов этого пласта), в которой также учитывается основные геоэлектрические репера. Разрезы скв-н кор-ют м/у собой. Выделяют зональные интервалы и строят зональные карты (карты распространения коллекторов).  По результатам кор –и строят корреляционные схемы- чертежи предназначенные для отображения стратеграфических подразделений, либо прод -го пласта, либо какой либо свиты, в целом разреза месторождения. Геофизическое сопоставление – нет литологической колонки или есть только одна.  Литологическое сопоставление –литологическая колонка по одной скв-не а по остальным – литология по основным свитам или подсвитам. Еще составляют черновые схемы. Типовые разрезы строятся по истиной мощности пород. Средне-нормальные разрезы строятся вертикальным толщинам.

7.6. Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС.

Нет един мнен что считать границей внк (середину переходн зоны, глубину выше кот получают безводн притоки и тд)

Пол-я внк гвк гнк устан-ся по данным комплексных геофиз исслед-й и рез-ам опробован скв: в необсаженной главным образом методами сопротивления, реже радиометрией и аккустикой; в обсаженной радиометрией и отчасти термометрией и аккус.

Внк. При отсут переход зоны и зоны недонасыщен или незначит их мощ-ти (доли метра) и малой зоне проникн фильтрата промывочн ж:

-    

чем больше длина те в 5 тем больше сопротивление

 
начальное – по сопоставлению пс и ик (см рис в вопр 4)(по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл)

 

 

 

 

 


Показания нейтрон-нейтронного кар при переходе от н к водоносной части коллектора м ум-ся если Св>60г/л (большая мин-я) появлен cl приводит к доп поглощению нейтронов  Для нгк эффект обратный.

ГВК опр-ся по электрич методам  так же как внк. Для опр-я гвк исп-ют показания 3 методов. Нк (нгк), Ггкп (плотностной), Ак (акуст)

а) Унк <Унк в.п.  газоносные пл-ты  выдел-ся на фоне аналогичных н или водонос пл-ов пониженным показанием Унк.

б) по сопоставлениям кривых (нормированных) временных замеров. В идеал коллекторе время повторного замера не раньше 3 месяцев

в) по затуханию ампл ультразвуковых кол-й. т к газ поглощает эн-ю аккуст волны в большей степени то ампл кол-й против газонос-ой толщи ниже

На диаграммах АК газонос-е ин-лы выдел-ся повышенным коэф-ом затухан амплитуды аккустич колебаний.

г) ГГКП При наличии остат газа в полностью промытой зоне плотность п и показан ГГКП снижаются (газонасыщенная порода всегда плотностю ниже)

Ограничения последних 3 методов опр-ся глубинность.

Lнк=Lзон=40-60см      Lак=20-25см       Lггкп=8-12см   ,а например Lик=3-4Lз    

т е 3-4м Выделение гнк от гвк разделяется по хар-ке нижележащего пл

Определение текущего положения внк…

Перемещение внк, гвк, гнк опр-ют при исследовании необсаженных оценочных скв, контрольных и дополнительных. Наиболее точные данные пол-ют в необсаж и обсаженных неперфорир скв по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скв опр-е текущ пол-й внк, гвк, гнк затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удалённых частей пласта.

Опр-е текущ пол-я внк по данным гис имеет свои особенности для обсаженных и не обсаженных скв в зав-ти от мин-ции вод, вытесняющих н.

Текущ внк опр-ся так же как и начальный методами электрометрии. В обсаженных скв методами радиометрии.

Контроль за продвижением газо-жидкостных контактов м б обеспечен проведением временных замеров нейтронных методов. При прорыве вод по пс.

5.7. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ. Задачи, цели, виды, масштабы работ.

1.) Региональный этап – это комплекс работ в осадочном бассейне в целом, в нефтегазоносном районе или в пределах небольшой части района, который позволяет выбирать участки, районы, бассейны для начального вложения средств по восполнению ресурсной базы, для подготовки к поисковым работам.

А)Изучается геологическое строение и оцениваются ресурсы в целом осадочного бассейна или его отдельных частей.

Б)Геологическое строение и ресурсы конкретных зон нефтегазонакопления (сводов, мегавалов, региональных зон выклинивания, литологического замещения и т.д.), т.е выявление приоритетных направлений.                   Проводятся региональные геологические, аэро-космофотосъемка,  геофизические, геохимические съемки, региональные сейсмопрофили, бурение опорных, параметрических и структурных скважин, проведение ГИС, изучение керна. Масштабы от 1:1000000 до 1:100000. Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2 (прогнозные ресурсы)

2.) 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. При помощи геолого-геофизических работ выявляются и подготавливаются к бурению локальные ловушки, уточняется их строение и перспективность по категориям С3 и D0, ведется поисковое бурение с целью открытия месторождений нефти и газа, ресурсы С3 переводятся в промышленные запасы С2 и С1.

                  На первой стадии проводят геологическую, геоморфологическую, аэро-космофотосъемку, геохимические съемки, особое внимание уделяется геофизическим методам (грави-магнитосъемка, електроразведка, сейсморазведка). Масштабы от 1:200000 до 1:25000. На второй стадии бурятся поисковые скважины, проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

3.) 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. Основная задача – чтоб С1 была 75-80% запасов.

·     Доразведка – бурение опережающих эксплуатационных и разведочных скважин, изучение гидродинамических свойств залежей, экономический анализ.

Дальнейший перевод запасов из категорий С2 и С1 в В.

 

Билет 8

5.7. Геохимические исследования при нефтегазопоисковых работах. Биомаркеры и их использование при решении геологических задач.

Прямые геохим.методы

·   газовая съемка: из подпочвенного горизонта отб-ся пробы воздуха. Устанавливают общее кол-во адсорбированного Г, затем отделяют СО2, О2, Н2 и опр-ют УВ-ый состав.

Проводят изуч-е почв: опр-ют содержание карбонатов, песчаной и глинистой фракции; проводят люминесцентный анализ. Опр-ся регион-ый фон и анал-ся остаточные аномалии, к-ые наносят на стр-рные карты или карты аномалий геофиз.полей.

Лучшим адсорбентом газов явл-ся снег, поэтому газ.съемка в З.С. и др.регионах явл-ся более успешной. Пробы отбирают на глубине 0,3 м от пов-ти в банки с герметичными пробками и дегазирую снег в 2 этапа. Окончательная оценка перспективности дается в комплексе с геофиз. и космич-ими иссл-ями.

·   газо-бактериальная съемка основана на изуч-и бактерий, окисляющих УВ-ные газы. Бактрии, окисляющие УВ, наз-ют метилотрофами.

·   метод «гало ∆С» основан на представлениях, что УВ, мигрируя от глубинных скоплений Н и Г к пов-ти, оставляют «несмываемый отпечаток» в приповерхностных отлож-ях, где происходит окисление метана и возникают изменения в карбонатах.

Биомаркеры – УВ-ое соед-ние, к-ое позволяет решать геол.задачи.

Прим: при опр-нии из какого ОВ произошла Н анализируют соотношение:

  - геохим.пар-р

Если соотношение >4 – континентальное ОВ, с ним связаны в основном газ.залежи.

Если <2 – УВ образовалось в морских усл-ях и оно способствовало накапливанию

Также используют алканы, ароматические УВ.

Миграция УВ: по мере миграции УВ меняют свой состав, т.е должны оставаться тяжелые компоненты (пр.асфальтены), увел-ся содер-е легких в-в (пр.алканы) и увел-ся кол-во алканов. Миграцию изучают по составу УВ.

При корреляции «Нефть-нефть» по хромотограммам анал-ют то, образовались ли пласты из одного источника.

Сущ-ет 300 биомаркеров, к-ые решают геол.задачу.

Деградация нефтей: при разрушении УВ происходит практически исчезновение алканов (при гипергенезе), в результате чего преобладают асфальтовые компоненты, по отношению к смолам к асфальтам. Также испол-ся содер-е Сорг (в З.С. РОВ в Юре – до 5%, в Бажене – до 25%, в Мелу – 1,2-2%), битуминозный коэф-т д/оценки перспектив н/г-носности. Также изучает кероген – это нераств.орг.соедин-е.

Если содер-е РОВ (рассеянного ОВ) в породе >0,5-1%, то это благоприятное усл-е для н-обр-ния.

8.8. Характеристика пластовых флюидов, учет свойств при разработке.

1. Нефть – это в основном смесь УВ различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньших кол-вах встр-ся УВ аромат-ого (аренового) ряда.

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу V. Плотность Н при норм-ых усл-ях - от 0,7 (г-ый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см3. Легкие Н с плотностью до 0,88г/см3 наиболее ценные, т.к. обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкость – св-во ж-ти сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динам-кую и кинем-кую вязкости. За единицу динам-кой вязкости прин-ся вязкость такой ж-ти, при движ-ии к-ой возникает сила внут-него трения в 1Н на площади 1 м2 м/у слоями, движ-ися на расстоянии 1 м с относ-ной скоростью 1м/сек, измеряется Па*с. Кинем-кая вязкость - отношение динам-кой вязкости к плотности, измеряется в м2/с. С повыш-ем темп-ры вязкость Н умен-ся. С увел-ием кол-ва раств-ого Г в Н вязкость Н также умен-ся.

-Поверхностное натяжение закл-ся в противодействии норм-ым силам, приложенным к этой повер-ти и стремящимся изменить ее форму. Ед.измерения Н/м или Дж/м2.

- Термическое расширение Н – изменение V Н при > t° (при > t° объем Н падает).

- Колориметрические св-ва – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэф-нт поглощения светового потока [1/см]).

- Сжимаемость и расширение – харак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях / Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=(b-1/b)*100 – коэф-нт усадки,

q=1/b – пересчетный коэф-нт.

2. Прир-ые УВ-ые газы нах-ся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто г-ые м-ия, либо в растворенном виде содержится в н-ых залежах. Такие Г наз-ся нефтяными или попутными, т.к. их добывают попутно с нефтью.

УВ-ые газы н-ых и г-ых м-ий представляют собой г-ые смеси, состоящие гл.образом из предельных УВ метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10. Причем содержание метана в г-ых залежах преобладает, доходя до 98-99%. Иногда в Г присутствуют пары более тяжелых УВ – пентана, гексана, гептана.

Кроме УВ-ых газов, газы н-ых и г-ых м-ий содержат угл.газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших кол-вах редкий газ (гелий, аргон , неон).

Физ. св-ва газов:

Плотность Г существенно зависит от давл-ия и темп-ры. Она может измеряться в абс-ых единицах (г/см3, кг/м3) и в отн-ных. Отн-ной плотностью Г наз-ют отношение плотности Г при атмосферном давл-ии (0,1 МПа) и станд-ной темп-ре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давл-ия и темп-ры. Для УВ-ых газов относ-ная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Вязкость н-ого газа при давл-ии 0,1 МПа и темп-ре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повыш-ем давл-ия и темп-ры она незначительно увел-ся. Но при давл-ях выше 3 МПа увел-ие темп-ры вызывает понижение вязкости Г, причем Г, содержащие более тяжелые УВ, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкость – кол-во тепла, необходимое для нагревания единицы веса или V этого в-ва на 10С. Весовая теплоемкость Г измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо в-ва опр-ся кол-вом тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы V данного в-ва. Теплота сгорания Г выражается в кДж/кг и кДж/м3 и явл. основным показ-лем, харак-щим газ или топливо.

Если при постоянной темп-ре повышать давл-ие какого-либо Г, то после достижения определ-ого знач-ия давл-ия этот Г сконденсируется, т.е. перейдет в ж-ть. Для каждого Г сущ-ет определ-ая предельная темп-ра, выше к-ой ни при каком давл-ии Г нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая темп-ра, при к-ой Г не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давл-ие, называется критической темп-ой.

Давл-ие, соотв-щее критич-ой темп-ре, наз-ся критич-им давл-ем. Т.о., критич.давл-ие – это предельное давл-ие, при к-ом и менее к-ого Г не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была темп-ра. Так, например, критич.давление для метана » 4,7 МПа, а критич.темп-ра ‑ 82,50С.

3. Конденсат. В отличие от Н и Г в природе не сущ-ет чисто конденсатных м-ий, т.к. конденсат может образ-ся только в рез-те сепарации г-ой смеси, когда по мере снижения пласт.давл-ия или темп-ры происходит конденсация УВ-ов.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат харак-ся достаточно высоким содер-ем легких УВ (до C5). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давл-я или темп-ры. В рез-те такого изменения термобарических условий м.б. получен конденсат, в к-ом содержание легких УВ сводится к MIN. Такой конденсат называется стабильным.

При изотермическом снижении давл-ия в однофазной г-ой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давл-ие наз-ся давл-ем начала конденсации. Кроме того, существует понятие давл-ия MAX конденсации. При давл-ии MAX конденсации и заданной темп-ре в жидкой (конденсатной) фазе находится MAX доля УВ смеси.

В природе часто первоначальное пласт.давл-ие г-ой залежи совпадает с давл-ием начала конденсации. В течение разработки м-ия по мере снижения пласт.давл-ия происходит конденсация Г в породе-колл-ре.

По хим-ому составу конденсат отличается от Н низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.

Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м3, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

Г/конденсатными следует называть такие м-ия (залежи), в к-ых в Г при высоких давл-ях растворяются жидкие УВ, которые при снижении давл-ия переходят в жидкую фазу, наз-ую газоконденсатом. Кол-во конденсата опр-ют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

Геолого-промысловое изучение г/конденсатных м-ий проводится по такой же схеме, как и для г-ых м-ий. Однако знач-ное внимание при этом уделяется физ-хим-им св-вам г-ой смеси и определению в-ны давл-ия, при к-ом начинает выпадать конденсат.

Г/конденсатные залежи разраб-ют с таким расчетом, чтобы пласт.давл-ие в них не снижалось ниже давл-ия, при к-ом начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с ППД путем обратной закачки в пласт газа, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.

7.7. Определение коэффициента пористости коллекторов по комплексу ГИС.

По ПС. Суть м-да заключается в наличии зав-ти Кп.ч (чистого песчаника) и Кп гл от глубины залегания.

На диаграммах ПС опр-т положение линии глин и линии песч-в.

Традиционное обоснование опр-е Кп по αпс. Оно осн-ся на установл-ии зав-ти αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. Физ-е основы: αсп рассм-ся как ф-ция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп явл-ся f(Кгл). С увелич-м Кп глинистость уменьшается.

Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается; 2.м-д не работает в инт-х карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение); 3.не применим для опред-я оценки Кп углей.

Гидрофобизация кол-ров приводит к занижению αпс и опред-й Кп.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


                     ( альфа пс=0 в глинах)

По

ГГКП: основан на бп=(1+Кп)бтф+КпКвбв+КпКнбн+КпКгбг

Поскольку ГГКП отражает св-ва полностью промытой зоны, то Кн→Кно=20-25%; Кг→Кго=7,5%.

Для в/нас-х пород бп=(1-Кп)бтф+Кпбв; Кп=(бп.ггкп - бв)/(бтф - бв)*100%. Эта формула применима и для оценки н/нас-ти пород →разница бн (0,83-0,98)и бв(1) не существена.

На практике опр-т зав-ть Кп от бп. При этом бп расч-ся на случай полностью в/нас-й породы.

Необходимым условием оценки Кп по ГГКП явл-ся узкий диап-зон значения плотности тв. фазы. Бтф=2,68 плюс минус 0,015г/см3 (для неокома).

Ограничения: если в породе дост-е сод-ние детрита, то бп снижается; наличие остаточного газа.     нетрадиционный способ:    αпс=дельтаUпсi/дельтаUпс       Кп=аαпс+в    а=Кп чист пес-Кп гл

Нейтронный м-д: основан на ур-нии:

 Кп=ωΣ-Δω; (ωΣ-суммарное водородосод-ние).

ωΣ – по данным НК

Δω – поправка на сод-ние

водорода в тв. фазе (в глинах, слюдах, органике).

 Δω=f(αпс или αгк)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По АК: в основе лежит зав-ть скорости или ΔТ от

просветности или пористости.

Кп=[(ΔТ-ΔТск)(а*αпс+b)]0,5  - для Зап.Сиб.

М-ды КС: только для в/нас-х пород.

 Рпор-ти=а/Кпm=f(Кп); Рп=ρвп/ρв

Для г/нас-х: опред-е Кп г/нас-х пород

по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного

 газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК.

Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Билет 9

8.9. Начальное пластовое давление в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Анамальное пластовое давление, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.

Факторы формирующие Р в Н. и Г. залежах – напор вод как краевой так и подошвенной, энергия газа и газовой шапки, давление газа выделенного из нефти при  уменьшении Рпл, гравитационные силы, сила тяжести, упругость пласта и насыщаещих его нафти, воды, газа.

Начальное пластовое давление Рплнач  - Р в нефтяной газовой залежи, которое фиксируется при вскрытии водоносных, нефтеносных, газоносных пластов. Для проектирования разработки необходимо знать Рплнач  . по величине которого определяется депрессия на пласт ▲Р = Рпл – Рзаб.  И рассчитываются дебиты нефти и газа. Геостатическое Р –Р веса вышележащих горных пород. Геотектоническое Р – Р создаваемое при деформации горных пород. Гидростатическое Р- Р создаваемое весом столба жидкости. Рпл приблизительно равно Р гидростат. Рпл =  Hgводы/10   Мпа Статическое пластовое давление – это давление в залежи, когда в ней закончилось перераспределение давлений до начала момента разработки залежи, когда разработка залежи проходит при небольших депрессиях и в течении длительного времени Забойное давление- давление на забое работающей скважины. Динамическое давление- это давление в залежи, когда перераспределение еще не произошло. статический уровень –это уровень жидкости в скважине = пластовому давлению Динамический уровень- уровень в скважине, который будет соответствовать забойному давлению

Причины АВПД высокое Геостатическое Р, низкое Гидростатическое Р, существование газ залежей большой высотой, нагнетание пластичных масс горных пород в поровое пространство залежей, наличие различных экранов и закупоривание порового пространства, наличие связи с вышележащими пластами имеющими высокое Рпл, наличие землятресений в процессе которых происходит выветривание массы горных пород за счет гидродинамической связь увеличивается в пределах залежи и в ближних слоях дебиты Н  и Г увеличиваются в 2-3 раза, подъем залежи с высоким Рпл  на более высокие гипсометрические отметки за счет тектонических движений либо опускания либбо поднятия земной поверхности. Формирование АВПД зависит от, опускания   на более низкие гипсометрические отметки, когда Р гидростат в 1-1,5 раза выше Р фиксируемого в данной залежи. Выщелачивание порового пространства в следствии увеличение V, и уменьшение Рпл. Роль АВПД  его появление –осложнения при бурении и затрудняет разведку Н и Г местор- й, т.к.  нужно применять утяжеленные глинистый растворы , что затрудняет создание сплошного цементного камня в затрубном пространстве тем самым способствует прорыву вод. Еще проникая в поры пласта, утяжеленный глинистый раствор создает неблагоприятные условия для испытания пластов, т.к. нужна создавать значительные депрессии в скважинах, что может привести к слому эксплуатационной колонны. Приведенное Рпл - Рпл которое пересчитывается на начальное положение ВНК. Если ВНК наклонный – берется сред отметка его положения и по ней пересчитываются все Рпл замеренные в скважинах. Когдо высота Н,Г залежи очень большая(200-300 м и более) Рпл пересчитыыыывается на горизонтальную плоскость, проходящую по середине этой залежи. Рпл привед  = Рз + Нgнефти / 10  Рз –Р замеренное,

Н – глубина в абсолютных отметках, gнефти – плотность нефти в пластовых условиях. Если ниже ВНК то Рпл привед  = Рз - Нgводы / 10 .

5.8.  Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы.  Опорное, параметрическое бурение: требования, использование.

Региональный этап – это комплекс работ в осадочном бассейне в целом, в нефтегазоносном районе или в пределах небольшой части района, который позволяет выбирать участки, районы, бассейны для начального вложения средств по восполнению ресурсной базы, для подготовки к поисковым работам.

                  Изучается геологическое строение и оцениваются ресурсы в целом осадочного бассейна или его отдельных частей, а также геологическое строение и ресурсы конкретных зон нефтегазонакопления (сводов, мегавалов, региональных зон выклинивания, литологического замещения и т.д.).

В итоге работ накапливаются знание о строении разреза, стратиграфически привязываются сейсмические горизонты, строятся карта по основным ОГ, тектонические схемы, производится качественная и количественная оценка нефтегазоносности.

                  Комплекс работ составляющий региональный этап, позволяющий создать основу для поисковых работ:

1.   Геологическая, структурно-геоморфологическая съемка (от 1:1000000 до 1:100000).

2.   Аэро- и космическая съемка (1:1000000 – 1:200000).

3.   Гравика, магнитка, электрометрическая съемка (1:500000 – 1:200000).

4.   Сейсморазведка

5.   Геохимическая и гидрогеологическая съемки.

6.   Бурение опорных, параметрических, структурных и колонковых скважин.

7.   ГИС, испытания.

8.   Изучение керна и шлама.

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

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

Параметрические скважины – закладываются в пределах крупных тектонических элементов или локальных структур и на территории перспективных зон нефтегазонакопления. Цель – уточнение, детализация строения перспективных литолого-стратиграфических комплексов, коллекторов и флюидоупоров; изучение физических свойств (для интерпретации геофизических исследований) пород и органического в-ва пород. Проводятся те же исследования что и в опорных, отбор керна около 20% от общей глубины.

7.8. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС.

Основано на исп-нии данных м-в КС и проводимости. Традиционный способ основан на исп-нии след-х завис-тей: Рн=ρнп/ρвп=а1/Квn; Рп=ρвп/ρв=а0/Кпm (2). По данным ГИС опр-т ρнп, ρв →Кп, с пом-ю ур-ния (2) расч-т ρвп→Рн→Кв→Кнг=(1-Кв).

Методика объемной водонас-ти : она основана на установлении зав-ти м-у сопрот-м н/нас-й породы и её объемной в/нас-тью.  ρнп=а/w^n (3)

Для получения зав-ти (3) необходимы прямые опред-я в/нас-ти пород по керну. Это достигается бурением скв-н и отбором керна с исп-м р-ров на УВй основе (РУО, РНО). Альтернативой явл-ся бурение на обычной основе с исп-м спец-х керноприемников (РВО).

Опред-е Кнг по данным НМ. При Св≥120-150г/л, возможны оценки Кнг по данным НМ (ИННК). При этом предполагается что известно вел-на Кп по ГИС.

Опред-ся ωΣi по ИННК – объемное водородосод-е. ωΣ – Δω=Кп.иннк; Кп.иннк=f(Кп) – либо по керну, либо по ГИС.

Оценка г/нас-ти основана на этом эфф-те.  Кп.нк=f(Кп).

ингк так же как иннк только в воде обратно

 
                                                                 ИННК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Билет 10

8.10. Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.

Режим Н и Г залежи – характер проявления преобладающего вида энергии, продвигающей Н, Г к забою скважины и зависящий от естественных природных условий пласта и мероприятий по воздействию на пласт. Виды энергий – энергия подошвенных и краевых вод, упругость жидкости и горных пород, наличие газовых шапок, энергия растворенного в нефти Газа, гравитационные силы, энергия расширяющегося газа. По преобладанию энергии выделяют  в Н залежах водонапорный, упруговодонапорный, режим газовой шапки (газонапорный режим), режим растворенного газа, гравитационный режим. Для Г залежей газовый (расширяющегося газа), газоупруговодонапорный, газоводонапорный. Проявление каждого режима судят по  изменению Рпл, газового фактора, дебита Н,снижение Рпл от суммарного и текущего отборов, по изменению обводненности.   Для Н залежей  Водонапорный режим – пласт сложен кварцевыми песчаниками с хорошей отсортированностью, отсутствуют тектонические нарушения, и замещение пласта глинами. Рпл падает медленно, Рнасыщения – высокое Рпл > Рнасыщения , газовый фактор на одном уровне. Уменьшение  Рпл зависит от текущего отбора жидкости. КИН –0,7-0,8 Упруговодонапорный режим - зависит от упругости пластовой жидкости (нефти, воды),породы, растворенных в ней газов. Характерно для ЗапСибири. Расстояние м/у залежами и областью питания пласта 80-100км. Пласт сложен как кварцевыми так и полимиктовыми песчаниками, которые замещаются глинистыми породами. Проницаемость коллекторов низкая Рпл зависит как от текущего так и от суммарного отбора Н. Рпл значительно уменьшается, а иногда величина его снижения будет превышать Рнасыщения , поэтому из нефти может выделиться  растворенный в ней гази создаватся вторичные газовые шапки. Обводненность постепенно увеличеватся, газ фактор постоянен, но при уменьшении Рпл < Рнасыщения может резко увеличится. Поэтому рекомендуется поддержание Рпл уже с первых этапов разработки. КИН 0,4-максиум 0,7. Газонапорный режим чем больше Г шапка тем характернее проявление данного режима. Рпл зависит от суммарного отбора нефти. При значительных отборах нефти Рпл может уменьшается за счет этого растворенный в нефти газ продвигается в газовую шапку, вязкость Н увеличивается. За счет уменьшения Рпл в нефтяной оторочке продвижение Н в Газовую шапку за счет этого Н будет безвозвратно потерена. Для изоляции Г и Н части барьерное заводнение. Бурение нагнетательных скважин в пределах внутреннего контура Г носноти, для отсечения Г части от Н. КИН 0,5- 0,75. Режим растворенного газа  Рпл  близко к Рнасыщения . При незначительном уменьшении Рпл из нефти начинает выделятся Газ, который продвигаясь по поровым пространствам увел скорость подвижности Н. Поэтому на первых этапах разработки высокие дебиты Н и газ фактор = коэф раств. Г в Н. При дальнейшем увеличении Рпл  ниже Рнасыщения знач увеличении газ фактора за счет увеличения фазовой проницаемости для Г. Фаз. Прониц для Н уменьшается - уменьшается дебит Н и увеличенивается Газ фактор . Газ устремляется в повышенные части структуры будет создавать вторичные Г шапки. КИН 0,1-0,3.

Гравитационный режим – движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. КИН 0,3-0,4. Режимы Г залежей  газовый (расширяющегося газа) приток газа за счет упругих сил газа. Силы краевых и подошвенных вод равны 0. Дебит газа на единицу падения Рпл для любого периода разработки = const .Метод подсчета запасов газа по падению давления. Газоупруговодонапорный развитие режима обусловлено проявлением упругости Г, породы,воды пласта, энергии поступающего Рпл. Газоводонапорный режим в комплексе как от расширения Г так и от воздействия краевой и подошвенной вод. Рпл зависит от текущего и суммарного отбора жидкости.

7.9. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным ГИС.

Опред-е Кг/нас-ти возможно по данным нейтронных м-дов при Кп >15% и Рпл < 50Мпа  после расформирования зоны проник-я.

Кп,н=Кп общ.[Wв(1-Кг)+Wг*Кг], где Кп,н – коэф-т пористости опред-й по нейтронным м-дом; Кп общ. – определенный либо на керне, либо по гамма-гамма-плотностному м-ду.

Wв=1-0,36Св       Wг~Тпл, Рпл         WСН4»Рпл/623

Если кол-р глинистый, то в эту формулу прибавляется водосод-е; если нефтенасыщенный, то прибавляется Wн*Кн, Wн=9/7dн.

1)Кн по м-ду сопротивления

2)Кг по нейтронным м-дам

3)Кн=Кнг-Кг

В кол-рах с трехфазным насыщением, сод-х в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэф-ты нефте- и газонасыщ-я, учитывая, что Кн+Кг+Кв=1. Эта задача решается одним из след-х способов:

а)на образцах консервированного керна, извлеченного при бурении скв. На РНО, опред-т сод-е в порах н. и воды, а коэф-т газонас-я рассчитывают по формуле Кг=1-Кн-Кв;

б)в разрезах скв-н находят параметры Кв и Кг по комплексу м-дов электро- и радиометрии ГИС, а затем расчитывают: Кн=1-Кг-Кв см так же вопр 8

5.9.  Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка прогнозных, потенциальных ресурсов нефти и газа на разных стадиях изученности.

Качественная оценка перспектив нефтегазоносности осуществляется на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности (высокоперспективные, перспективные малоперспективные и бесперспективные) и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности.

Выделяются объекты прогноза, описываются, сравниваются с похожими но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности. Имеет широкое распространение экспертные методы, т.е принятие решения группой профессионалов.

                  Количественная оценка перспектив нефтегазоносности – это определение величины, пространственного размещения и внутренней структуры ресурсов нефти, газа и конденсата (оценка D1 и D2). Основными этапами количественного прогноза являются:

-                 выбор модели и метода прогнозирования

-                 установление на материалах эталонов количественных зависимостей между прогнозируемыми характеристиками и измеренными

-                 дифференциальная и интегральная оценка ресурсов объекта прогноза по установленным зависимостям;

-                 геологическая интерпретация результатов прогноза с определением доверительных интервалов или кривых распределения вероятностных оценок, а также общей степени их достоверности.

Существует ряд методов для решения этих задач:

1.               Метод сравнительных геологических аналогий( определение удельных плотностей запасов на еденицу площади или объема, при этом сходство между эталоном и расчетным участком называется коэффициентом аналогии). К этому методу можно причислить объемно-статистический, объемно-балансовый и методы многомерного математического моделирования (регрессионный анализ, метод распознования образов и др.)

В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2.               Объемно-генетический (заключается в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и акумуляции).

3.               Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики и характеристиками процесса                   освоения ресурсов ( т.е на основании данных разработки, используются зависимости типа добыча-время, запасы-время и   т.д.).