ВОПРОСЫ

для госэкзамена по специализации " Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений"

1. Геологический контроль проходки скважин.

В процессе бурения должен осуществляться геологи­ческий контроль за проходкой скважины. Т.к. задачей буре­ния является установление и изучение в разрезе скважин нефтяных и газовых пластов, особое внимание должно уделяться появлению признаков нефти и газа (в процессе бурения следует производить отбор проб нефти и газа) и  возможным осложне­ниям в процессе бурения в целях их предупреждения.

Геолог должен тщательно вести контроль за проходкой скважины. В процессе проходки скважины необходимо:

1) замерять кривизну ствола скв. бросовым аппаратом или инклинометром ч/з установл. интер-лы;

2) проводить электрокаротаж, радиоактивный каротаж и др. исследования (кавернометрию для замера диаметра ствола скв. перед спуском эксплуат. колонны, замеры температур электротермометром для определения фактической высоты подъема цемента после цементирования промежуточной и эксплуатационной колонн, отбор керна, если это требуется);

3) наблюдать   за   качеством   бурового   р-ра   (путем   отбора и исследования проб), интервалами ухода его и потерей циркуляции, интервалами, в кот. возникают обвалы, с целью принятия соотв. мер, появлением в растворе признаков нефти и газа (путем отбора проб нефти и газа для анализа);

4) производить  испытание   на   закрытие   воды   и   герметичность эксплуатационной колонны;

5) вести наблюдение за вскрытием нефтяного пласта и т. д.

Геолог должен вести детальное изучение всего геологического материала, получаемого в процессе бурения скважины в целях  составления полноценного разреза скважины.

Внимательное наблюдение за процессом бурения скважины обес­печит проходку ее в соответствии с намеченным планом и поможет успешно выполнить намеченный геолого-технический наряд.

 

2. Построение карт, характеризующих строение продуктивных пластов.

Методика построения карт эффективных толщин весьма неоднородных продуктивных пластов заключается в следующем: Строятся карта 1-го и 2-го пропластка и накладываются одна на другую (совмещаются участки зон отсутствия коллекторов). На остальной части находят пересечение изопахит, точки пересечения - суммарная эффективная толщина. Дальше накладывается карта 3-го пропластка и т.д суммарная карта будет максимально отображать распределение эффективных толщин в пределах данного пласта.

 

3. Промысловая классификация подземных вод. Определение места притока воды в скважину.

Подземные воды почти всегда сопутствуют месторождениям нефти и газа. Пластовые воды окружают залежи нефти и газа, занимая пониженные части тех же пластов. Кроме того, в разрезах месторождений встречаются самостоятельные водоносные пласты, залегающие выше и (или) ниже продуктивных пластов.

Пластовые воды характеризуются определенной плотностью, вязкостью, минерализацией.

Подземные воды в зависимости от места залегания делятся на следующие группы: 1. почвенные воды - встречаются в верхней части земной поверхности, 2. верховодка - встречается в небольших линзах плотных пород, 3. грунтовые воды - залегают на водоупоре, связаны с реками, озерами, 4. напорные воды - приурочены к пластам, где в верхней и нижней частях есть водоупоры, 5. воды, приуроченные к тектоническим трещинам, разломам и т.д.

Промысловая классификация.

1.      воды, которые связаны с продуктивными пластами: а) которые непосредственно залегают в продуктивном пласте - краевые воды - это краевые (на крыльях структуры, залежи), подошвенные воды; б) которые залегают непосредственно в пределах пород коллекторов - это свободные воды, захваченные воды, связанные воды, захороненные воды.

2.      воды, которые не связаны с продуктивным пластом: а) верхние воды, б) нижние воды, в) промежуточные воды - которые залегают в виде водоносного пропластка в пределах данного продуктивного пласта, г) воды тектонических трещин или разрывных нарушений, д) технологические воды - которые закачиваются в пласт при поддержании давления, е) технические - которые попадают в пласт в процессе бурения скважин.

Для определения места притока воды в скважину используют следующие способы:

1.      с помощью конусного ведра. Воду оттартывают и опускают ведро в скважину.

2.      С помощью резистивиметра – он определяет сопротивление промывочной жидкости. Осуществляется отттартыванием или продавливанием. Сначала делаем запись резистивиметра. Оттартывание заключается в следующем: скважину промывают раствором, отличным по сопротивлению от жидкости в скважине, спускают резистивиметр и делают следующую запись, участок, где кривая отклоняется и есть место притока воды в скважину. Продавливание – промываем скважину жидкостью, отличающейся сопротивлением от жидкости в скважине, затем закачиваем жидкость, которая отличается от промывочной жидкости и снова делаем запись резистивиметром.

3.      С помощью термометрии. Промываем скважину жидкостью, которая отличается по температуре от жидкости, поступающей в скважину. Записываем кривую термометрии. Начинаем оттартывать и меряем снова. Участок, где кривая отклонится от первоначальной, и будет местом притока.

4.      Закачка в скважину радиактивных изотопов. Спускаем прибор в скважину и меряем.

5.      Использование комплекса ГИС: НГК, АК, ГК, ГГК.

 

4. Характеристика комплекса промысловых исследований с целью оценки режима залежей.

Выявление режима работы залежей – важный этап в общем комплексе работ по промышленной оценке залежей нефти и газа, подготовке их к разработке и осуществлению разработки.

Достоверная оценка промышленных запасов нефти и газа, научно обоснованное проектирование и осуществление разработки нефтегазовых залежей возможны лишь при уверенном прогнозе режима залежи. Поэтому естественный режим работы залежи необходимо оценить уже на стадии разведочных работ.

Для нефтяных залежей:

1.                  Место выхода пласта на поверхность. Проводятся региональные исследования.

2.                  Литологические исследования.

3.                  Наличие тектонических нарушений.

4.                  Динамика изменения Рпл от текущих и суммарных отборов.

5.                  Обводненность продукции.

6.                  Газовый фактор.

7.                  Падение Рпл ниже Рнас.

По аналогии с соседними месторождениями по полученным данным определяем режим.

Для газовых залежей:

Если темпы отборы будут одинаковыми, то режим – расширяющегося газа.

Если изменяется темп отбора и есть вода, то водонапорный или упруговодонапорный режим.

 

5. Вскрытие пластов, перфорация скважин, методы вызова притока, опробование скважин.

Вскрытие нефтяного или газового пласта (пересечение его скважиной в процессе бурения) имеет исключительно важное значение для освоения и последующей эксплуатации скважины. Технологию вскрытия пласта выбирают в соответствии с его геолого-физической характеристикой и физико-химическими свойствами насыщающих этот пласт флюидов.

 

6. Гидродинамические методы исследований скважин.

Они основаны на изучении динамики продвижения флюидов.

На основании изучения флюидов в пласте определяются коллекторские свойства, фильтрационные характеристики пласта. Эти методы подразделяются на 2 группы:

1.                  методы установившихся отборов

2.                  методы неустановившихся отборов.

1-й метод позволяет фиксировать забойные давления и дебиты нефти и газа на определенных режимах эксплуатации. На фонтанных скважинах режим эксплуатации определяется диаметром штуцера (небольшая металлическая болванка – патрубок, внутри которого растачивается отверстие диаметром 2, 4, 6, 8, 10, 12 и т.д. мм). Штуцер вворачивается на выкидной линии фонтанной арматуры.

В насосных скважинах рабочий режим устанавливается либо изменением числа качаний балансира, либо увеличением или уменьшением длины хода штока.

Забойное давление – давление на забое скважины, которое фиксируется с помощью глубинных манометров при том или ином режиме эксплуатации.

Перед началом цикла исследований производится замер пластового давления. Это внутреннее давление в пласте, которое фиксируется при остановке скважины на опорных, разведочных, поисковых, эксплуатационных скважинах.

По результатам измерений строится индикаторная диаграмма. По начальному прямолинейному участку индикаторной кривой определяется коэффициент продуктивности, который равен отношению суточного дебита нефти к депрессии:   h=Q/DP

Коэффициент продуктивности показывает, на сколько изменяется дебит нефти при изменении давления на 1 атм.

Существует показатель удельной продуктивности (удельный коэффициент продуктивности), он равен отношению h к эффективной мощности пласта. При известных показателях продуктивности, депрессии, вязкости нефти, радиуса скважины, радиуса влияния скважины, степени и характера вскрытия продуктивного пласта перфорацией определеют коэффициент проницаемости пласта:  

Так определяется первый фильтрационный параметр. Следующий параметр – гидропроводность: . Подвижность определяется по формуле: .

И проводимость: .

Определенные фильтрационные коэффициенты будут характеризовать призабойную зону пласта, поэтому они могут быть сопоставлены с параметрами пласта, которые определяются или по керну, или по данным промыслово-геофизических исследований.

2-ой метод – снятие кривых восстановления давления.

Фонтанная скважина останавливается, в нее опускают глубинный манометр с перепадом давлений в 0,001 атм. Строим кривую в координатах DР – lgt. DР характеризует степень наращивания давления во времени. Угол наклона конечного прямолинейного участка i – характеризует фильтрационную характеристику пласта.

 

 

Определяют фильтрационные показатели: 1. ,

2. гидропроводность, 3. подвижность, 4. проводимость.

Фильтрационные характеристики, рассчитанные по КВД, будут характеризовать удаленную зону пласта.

КВД можно записывать с помощью гидропрослушивания. Он заключается в наблюдении за изменением статического давления в простаивающих скважинах, при изменении отбора жидкости из соседних скважин, вскрывших тот же объект. По величине и характеру изменения давления в реагирующей скважине, по времени прихода возмущенной волны можно судить о многих геолого-физических свойствах пласта, и в частности, о гидропроводности и пьезопроводности.

Кроме того, с помощью гидропрослушивания определяется гидродинамическая связь:

1.                  между отдельными скважинами,

2.                  между отдельными частями продуктивного пласта,

3.                  между продуктивной и законтурной частями залежи,

4.                  между пропластками.

Также используют метод самопрослушивания. Измеряют изменение давления в зависимости от изменения отборов в одной скважине.

По результатам самопрослушивания рассчитываются фильтрационные характеристики пласта, устанавливаются литологические экраны, зоны начального положения контура Н-В, положение текущего контура Н-В.

 

7. Установление технологического режима скважин и в целом залежи.

Технологический режим залежи – установление на определенный период комплекса технологических показателей: дебит нефти, процент воды, жидкость, газовый фактор, Рпл, Рзаб, процент песка.

Сопоставляются все эти цифры при разных режимах и определяют оптимальный вариант.

Нормы режимов:

1.                  технические – возможность установления дебитов в зависимости от технических возможностей скважины. В том числе, на выбор варианта влияет пропускная способность призабойной зоны.

2.                  Технологическая норма – определяется технологической схемой или проектом разработки. Определяют максимально возможный дебит скважины в зависимости от технологического режима. Для нагнетательных скважин определяем максимальное количество жидкости, которое закачиваем в пласт (Q=Qж*b).

Для газовых скважин рассчитывается абсолютный свободный дебит. На определение нормы режима влияют пропускная способность призабойной зоны, диаметр труб, диаметр скважины.

Для насосных скважин учитываются при определении режима количество качаний и длина качаний.

 

8. Газовый, или режим расширяющегося газа. Подсчет запасов газа методом падения давления.

Напор расширяющегося газа – основная сила, движущая газ в пласте к эксплуатационным скважинам при этом режиме. Газовый режим проявляется в условиях частичной или полной изоляции продуктивной части пласта от водоносной (литологические замещения, тектонические экранирования).

Газовый режим чаще проявляется при разработке сравнительно небольших залежей с сильно неоднородными, нередко маломощными пластами.

Балансовые запасы свободного газа по падению давления - метод основан на том что дебит газа на единицу падения давления в разные годы разработки остается величиной постоянной.Qбал.= g(P 0α 0-P остα ост)/ Рст α cт ,Где ,P 0- среднее начальное давление в залеже (0,1 MПа или МПа); P ост- давление в залеже, при устьевом (Р) давлении на устье в 0,1 МПа; α- поправка на сжимаемость реальных газов, равная 1/z, где z- коэффициент сверхжимаемости при соответствующем давлении расчитывается по таблицам коэффициент сверхсжимаемости Z можно рассчитать. g   берем из графика, график строим в координатах P/ZQнак.отб..

 

 

Применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. Для ВНР данный метод неприменим, хотя при неэффективном ВНР (не> поступлении воды в пласт) ПЗ газа по этому методу все же возможен. За период разработки от первой до второй даты на 1 атм. падения давления добыча газа составила (в м3):

Q = (Q2Q1)/(P1P2)

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины Рк будет добываться то же кол-во (в м3) газа на 1 атм снижения давления:

V = (Q2Q1)×( P2×a2Pк×aк)/( P1×a1P2×a2),

где V – промышленный запас газа в м3;

a1 и a2 - поправки на отклонение от законов идеальных газов соответственно для давлений Р1 и Р2.

Метод подсчета по падению давления не требует знания S, мощности и пористости газоносного пласта, но неучет мощности и вообще объемной характеристики пласта приводит к большим погрешностям, особенно если  давления в различных скважинах значительно отличается. Метод пригоден лишь для единой залежи, не разбитой на отдельные самостоятельные участки.

Для проверки возможности применения метода подсчета по падению давления рассчитывают кол-ва полученного из залежи газа на 1 атм падения давления (с учетом поправок на отклонение) в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, то метод может быть применен, если количество добытого газа на 1 атм увеличивается в последующие периоды – это указывает на наличие напора вод и вытеснение части объема газа → следует внести поправку на количество газа, вытесненное за данный интервал времени напором воды.

 

 

 

 

 

9. Группы, категории запасов месторождений.

А , В ,  С1 – разведанные запасы. С2предварительно оцененные запасы, С3 –перспективные ресурсы, Д1 , Д2 – прогнозные ресурсы. Д2ресурсы, предполагаемых литолого-стратиграфических комплексов, продуктивность которых на дату подсчета запасов не выявлена ( в структурах 1 порядка)т объект исследования предполагаемый  Н,Г - носный бассейн, структура 1 порядка, в разрезе есть осадочный чехол или литолого-стратиграфический комплекс. Д1 - ресурсы, предполагаемых литолого-стратиграфических комплексов, Н, Г – носность которых выявлена на структуре 1 порядка. Объект исследования структура 2 порядка, или группа локальных структур в разрезе предполагаемый Н,Г - носный комплекс. С3 –определяется по пластам и горизонтам не вскрытых бурением, но продуктивных в данной структурно – фациальной зоне. Объект исследования – ловушки, подготовленные для глубокого бурения в пластах, продуктивных на соседних месторождениях, в данной структурно – фациальной зоне. На разведанных и эксплуатируемых площадях по нижележащим горизонтам и пластам не вскрытым бурением, но продуктивных на месторождениях данной структурно- фациальной зоны. С2 определяются на площадях, прилегающим к запасам более высоких категорий на вскрытых бурением куполах многокупольных залежей, по вышележащим и промежуточным пластам, но не подготовленных к разработке. С1запасы разведанные т.е. подготовленные к разработке, получены промышленные притоки Н, площадь нефтеносности установлена по данным бурения и опробования, коллекторские свойства их неоднородность, физ св-ва, хим св-ва установлены,  и другие параметры в степени, необходимой для проектирования разработки (Тех схемы). В – запасы, изученные разведочными и эксплуатационными скв-ми, пробуренными в соответствии с тех схемой разработки, по первоночально редкой сетке скв-н. А - запасы, изученные разведочными и эксплуатационными скв-ми, пробуренными в соответствии с тех схемой разработки и проектом разработки, считают для определения невыработанных запасов на дату подсчета для уточнения коэф-та нефтеизвлечения. Для ввода залежи в разработку необходимо С1 > 80%, С2 < 20%. Группы запасов делятся : на балансовые запасы, разработка которых в на­стоящее время экономически целесообразна, и забалансо­вые запасы, разработка которых в настоящее время нерента­бельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем. В балансовых запасах выделяются извлекаемые запасы, т. е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии. По величине извлекаемых запасов Н и балансовых Г  уникальные >300 млн т нефти или 500млрд м3 газа, крупные от 30 - 300 млн т нефти или 30-500млрд м3 газа, средние от 10 -30 млн т нефти или 10-30млрд м3 газа, мелкие менее 10 млн т нефти или 10млрд м3 газа..

 

10. Объемный метод подсчета запасов нефти и газа. Обоснование подсчетных параметров,

Объемный метод основан на данных о геолого-физической характеристике  объектов подсчета и условия залегания нефти в них. Сущность метода: определение массы нефтей, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти.

При подсчете запасов нефти используется следующая формула:

Qизвл = F×h×kп×kн×η×ρ×θ,

где Qизвл – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м2;

h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

kп коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

kн – коэффициент нефтенасыщенности;

η – коэффициент нефтеотдачи;

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

F×h – объем залежи; F×h×kп – поровый объем залежи (суммарный объем открытых пор, слагающих залежь); F×h×kп×kн нефтенасыщенный объем пласта (объем нефти в порах пласта); F×h×kп×kн×ηобъем нефти, которая может быть извлечена на поверхность при  существующих способах разработки залежи; F×h×kп×kн×η×θобъем нефти, которая может быть извлечена на поверхность с учетом перевода нефти из пластовых в поверхностные условия; F×h×kп×kн×η×ρ×θ – запасы нефти в тоннах, которые могут быть извлечены из недр на поверхность в результате эксплуатации залежи (промышленные или извлекаемые запасы).

Qизвл = Q0 ×η,

где Q0 – балансовые запасы (начальные геологические) – запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

F – определяется на основании данных об а. о. ВНК и о положении контуров нефтеносности. Для установления контуров нефтегазоносности необходимо тщательное определение положение ВНК (по результатам опробования скважин и данным исследования керна). При значительной геолого-физической неоднородности продуктивного горизонта и наличии переходных зон условное положение ВНК принимается на уровне а. о. нижних дыр перфорации скважины, давшей при опробовании чистую нефть с самыми низкими гипсометрическими отметками.

h – определяется по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Для определения h необходимо оценить  эффективную мощность (мощность части  разреза  представленного коллекторами промышленного значения – те породы-коллектора, способные при существующих технических и технологических условиях эксплуатации отдавать нефть или газ в промышленных количествах).

kп – определяется на основании анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивного разреза. Однако вынос керна не всегда производится, поэтому используют результаты промыслово-геофизических методов (электрометрия, радиометрия, акустика).

kн – степень насыщения порового пространства пород нефтью. Определяется лабораторными методами (метод центрифуги, полупроницаемых мембран и т.д.) и методами промысловой геофизики. kн = 1 – kв  (kв – коэффициент  водонасыщенности).

 

 

 

 

 

 

 

11. Подготовка месторождений к разработке, проведение промышленной разведки.

Месторождения вводятся в разработку после утверждения запасов. Обоснованием ввода в разработку служит проект разработки или техсхема.

Перед вводом в разработку нужно выделить ЭО, определить сетку скважин и т.д.

Промышленная разведка – это проведение разведки перед разработкой, доведение до готовности к эксплуатации, готовим проект разработки, техсхему, оптимальная сетка скважин.

Проведение пром.разведки сводится к получению надежных параметров, размещению скважин (площадные сетки, профили, кольцевые системы).

Также проводится уточнение положения ВНК.

 

12. Основные параметры, учитываемые при проектировании разработки, методы их подготовки, пробная эксплуатация.   

             Порядок подготовки месторождения к разработке - *отчет о проведении поисково- разведочных работ * подсчет запасов *должен быть тендер аукцион на продажу лицензионного участка * земельный отвод,*горный отвод * пробная эксплуатация *опытно –промышленная эксплуатация *техническое задание на проектирование разработки *принципиальная схема разработки месторождения *генеральная схема разработки месторождения * генеральная схема обустройства месторождения *техническое задание на составление проекта разработки  * проект разработки  * проект доразработки * авторский надзор за разработкой * анализ за разработкой. Основные параметры учитываемые при проектировании разработки -* эффективная толщина * депрессия на пласт Р = Рпл – Рзаб * проницаемость* запасы Н. Системы разработки ТатНИПИН и СибНИИНП

Основные параметры, учитываемые при проектировании разработки:

·                                                                                                                                                                                                        η - ср коэф прд по залежи,

·                                                                                                                                                                                                        Nо –общее количество скв. на дату подсчета,

·                                                                                                                                                                                                        депрессия (Рпл наг - Рпл  доб),

·                                                                                                                                                                                                        Кэкс- коэф эксплуатации,

·                                                                                                                                                                                                        365 дней в году,

·                                                                                                                                                                                                        γ- учитывает взаиморасположение скважин по площади залежи.

На этапе пробной эксплуатации на месторождении осуществляются следующие мероприятия:

· Выявление энергетической характеристики залежи

· Определение пластового давления

· Проведение комплекса гидродинамических исследований

· Определение технологического режима залежи

· Режима закачки

· Определение коэффициента продуктивности, приемистости

 

 

 

     

13. Основные принципы проектирования разработки (выделение э.о., целесообразность ППД, обоснование систем разработки э.о., обоснование плотности сетки скважин), градиент давления.

 

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 (Рпл) должны быть сходными.

* геолого-промысловые показатели должны быть сходными (контуры нефтеносности приблизительно одинаковы, дебит)

При выборе варианта системы разработки следует руководствоваться необходимостью полноценного извлечения из недр нефти в кратчайший срок при минимальных затратах на тонну добытой нефти. Определяющими при этом являются природные условия залежей нефти. Системы разработки  различают *без ППД и * с ППД. Ва­рианты выбирают с учетом геологического строения продуктивных пластов, их неоднородности, физических свойств коллекторов и пластовых жидкостей.

На крупных месторождениях используют равномерные (растояние м/у рядами добывающих и нагнетательных скв. одинаково)  сетки Δ-ные, □-ные. □-ные – возможно ухудшение коллекторских свойств чтобы □-ные перевести в Δ-ные. На узких линейно-вытянутых складках с/ы по цепочки вдоль длинной оси, если структура изометрична т.е. длина и ширина примерно одинаковы, то с/ы располагаются  вдоль кольцевых батарей ( неравномерная кольцевая система). Размещение скв. в виде кустов. Равномерно-переменные сетки - расстояние м/у рядами добывающих скв. больше, чем м/у рядами нагнетательных скв.. По постоянству расстояний – постоянное расстояние м/у скважинами, и уменьшение в центре залежи т.е. уплотнение. Ряды * замкнутые – параллельные  внешнему ВНК ( законтурное, приконтурное).*незамкнутые – разделяют залежь на блоки. Плотность сетки скв.  * весьма редкое 100-40 га на скв. *редкое 40-30 га на скв. *среднее 28-19 га на скв. *плотные <16 га на скв.. Размещение доб и наг скв. по площади залежи учитывается геологическая неоднородность пласта. Законтурное заводнение нагнет 400-600м от внешнего ВНК зависит от количества отбора Н, коэф оттока в законтурную область, коэф приемистости. Приконтурное заводнение максимально близко к контуру Н носности. Сначала добывающие скв. затем через одну переводим в нагнетательные  - дренируем залежь. Δ—○—Δ—○—Δ--○.( каждая вторая нагнетательная через одну).

Градиент Р в эксплуатационном объекте = ΔР /l ,  l-депрессия м/у рядами добывающих и нагнетательных скв. ΔР =   Рпл.нагн – Рпл.доб.

 

14. Особенности разработки газовых месторождений.

При проектировании разработки газовых месторождений за основу берут заданную суточную добычу газа на каждом место­рождении, которая устанавливается в зависимости от возмож­ности в данное время использовать добытый газ. Плановую цифру темпов добычи газа из данного месторождения можно определить исходя из планового строительства газопроводов и заводов. Для обеспечения равномерного продвижения контура газо­носности регулируют отбор газа в скважинах, расположенных в приконтурной зоне. С этой же целью соответствующим обра­зом размещают эксплуатационные скважины и устанавливают режим работы и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Сетка скв. более редкая, чем при разработке Н залежей., его легче извлечь т.к. он менее вязкий, разработка осуществляется без воздействия на пласт.

 

15. Геолого-промысловые исследования при разработке залежей нефти и газа.

В процессе разработки появляется возможность существенно уточнить представления о геологических условиях разработки, строении залежи, свойствах флюидов.

При разработке осуществляют следующие методы исследования:

*Методы, основанные на изучении залежей продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин (отбор керна, отбор образцов боковыми грунтоносами, отборы проб нефти, газа, воды и т.д.).

*Геофизические методы изучения разрезов скважин, продуктивных пластов.

*Гидродинамические методы изучения скважин, нефтяных (газовых) залежей.

*Методы изучения разрезов скважин с помощью дебитомеров и расходомеров.

*Геохимические методы изучения продуктивных пластов: газовый каротаж, гидрохимический анализ вод, механический каротаж – для определения крепости пород, определение работающих толщин пласта с помощью глубинных дебитомеров и расходомеров.

*Термометрические методы изучения нефтяных (газовых) залежей.

*Геолого-промысловые методы, позволяющие на основе обобщения комплекса всех получаемых материалов приобретать соответствующую информацию о нефтяной залежи.

*Микроминералогический анализ пород, выделение маркирующих горизонтов, изучение микрофауны, спорово-пыльцевой анализ.

В результате существенно уточняются и дополняются литология, пористость, проницаемость, нефтеводонасыщенность, положение контактов, свойства нефти, газа, воды, пластовое давление, давление насыщения нефти газом. Выявляется характер изменения этих показателей по площади и разрезу пласта.

Результаты геолого-промысловых исследований при разработке систематизируются и анализируются для уточнения геологической основы контроля за разработкой.

 

16. Геолого-промысловый анализ состояния разработки.

(уточнение геологического строения разработки)*сравнение проектных и фактических показателей разработки: динамика изменения фонда скважин, добычи нефти, жидкости, отбора воды из скважин, закачки воды в пласт, баланса закачки воды и отборов нефти, изменение Рпласт, Рзаб по залежи, газового фактора во времени. *Влияние геолого-промысловых особенностей эксплуатационного объекта на состояния разработки анализируются все карты и сравниваются со всеми показателями (см. приведённые показатели), особенно с картой суммарных отборов, и смотрим, какие характеристики соответствуют.*  Учет геолого-промысловых особенностей залежи с целью улучшения показателей разработки  обоснование всех мероприятий: бурение доп. скважин, мероприятия по улучшению состояния разработки (ГРП, доп. перфорация, СКО). *Обоснование мероприятий по регулированию  разработки – Обоснование изменения режима работы скважин, отдачи пластов путем доп. перфорации скважин, перевод добывающих скважин в нагнетательные с целью создания очагового заводнения, увеличение/уменьшение закачки воды в пропластки, увеличение/уменьшение дебита по отдельным пропласткам.

 

17. Особенности разработки месторождений Западной Сибири.

В Западной Сибири Рz фундамент, осадочные породы – J, K, палеозой. Центральная часть Сургутского и Вартовского сводов – неокомовские отложения – наличие клиноформ, тектонических нарушений (видно по космическим снимкам). В Н и Г отношении большое количество месторождений 389 – Н, Г в ХМАО. Месторождения приурочены к крупным антиклинальным структурам 2-го и 3-го порядка, ловушки как антиклинальные, так и не антиклинальные. Вязкость нефти небольшая, месторождения многопластовые от 2-3 до 57, высокие коллекторские свойства Рпл < Рпл , высокий коэффициент водонасыщенности, низкая водонасыщенность. Есть сеноманский водоносный горизонт используется для нагнетательных скважин. Мероприятия по увеличению эффективности разработки – ГРП 3-х серийное, СКО, ГКО, хороший результат – термохимическая обработка скважин (в скважину порох + газ и поджигается  - увеличивается производительность скв.), бурение горизонтальных, наклонных скв.

 

18. Борьба с осложнениями скважин, роль геолога при решении данных задач.

В процессе бурения нередко приходится сталкиваться с различ­ного рода осложнениями. Наиболее распространенными видами осложнений являются: поглощение промывочной жидкости, нефте-, газо- или водопроявления, обвалы пород, прихваты и  затяжки инструмента в скважине.

Поглощение промывочной жидкости обычно происходит в тре­щиноватых, кавернозных или крупнопористых породах, когда Рпл оказывается меньше давления столба промывоч­ной жидкости в скв.

Характер поглощения может быть различным - от слабого (в крупнозерн. или тонкотрещинных пластах с низким Рпл) до катастрофического, когда выход промывочной жидкости на поверхность прекращается (при вскрытии крупных  каверн  и больших  крупных  трещин).

Для достижения успеха в борьбе с поглощениями геолог в геолого-техническом наряде заранее должен указывать глубины воз­можных поглощений. Поглощение промывочной жидкости в ряде случаев можно предупредить, особенно в зонах крупнопористых пород, перебитых тонкими трещинами и имеющих низкое Рпл. Для предупреждения поглощения в таких породах реко­мендуется за 50-100м до вскрытия опасной зоны перейти на про­мывку скважины раствором с возможно меньшей плотностью и высокой вязкостью при малой водоотдаче. В сложных случаях, когда интенсивность поглощения весьма велика (свыше 150—200 м3/ч), помимо указанных мероприятий и намыва в скважину инертных материалов (песка, шлама, цемента) часто необходима  промежуточная обсадная колонна для перекрытия зоны поглощения.

При поступлении в промывочную жидкость значительных коли­честв нефти и газа происходит снижение Р на забой, что может вызвать выброс и открытое фонтанирование скв. Для предупреждения выбросов до вскрытия зон нефтегазопроявлений необходимо повысить плотность промывочной жидкости настолько, чтобы Р на забое скважины стало выше пластового. Если во время бурения ожидаются газонефтепроявления, то устье сква­жины следует оборудовать специальной противовыбросовой армату­рой — превенторами. Для борьбы с возможными выбросами приме­няют также утяжеленные глинистые растворы.  Утяжеление глинистых растворов  осуществляют добавлением тонкомолотых твердых минералов или веществ, являющихся отходами производства(гематит,  магнетит,  барит и др.); также химически обрабо­танные глинистые растворы с небольшой водоотдачей и вязкостью. Плотность утяжел. глинистого р-ра до 1,6-1,7; плотность хим. обработанных тяжелых глинистых р-ров достигает 2,2.

Применение утяжеленных и тяжелых глинистых р-­ров затруд. электрокаротаж скв. и изучение проходимых НГ-носных горизонтов, поэтому их следует применять лишь в необходимых случаях.

Для борьбы с водопроявлениями перед вскрытием высоконапор­ного водоносного пласта обычно повышают вязкость и плотность раствора, а также герметизируют устье скважины превентором.

Значительно осложняют процесс бурения обвалы и осыпи пород в скважине. Слабая устойчивость пород в разрезе скважины еще более уменьшается в процессе бурения при их увлажнении про­мывочной жидкостью. В связи с этим осыпи и обвалы возникают в скважине не сразу после вскрытия пород, а лишь через некоторое время.

Песчаные породы осыпаются в виде сравнительно мелких кусоч­ков, которые легко удаляются из скв. восходящим потоком жидкости при надлежащей скорости промывки. Труднее вести борьбу с глинами и сланцами, которые, обваливаясь, слипаются между собой, разбухают от воздействия воды и образуют мощные сальники на долоте и пробки в скважинах, достигающие иногда мощности нескольких десятков и сотен метров.

Для предупреждения обвалов и борьбы с ними применяют про­мывочные жидкости с минимальной водоотдачей и с несколько повышенной плотностью. В восточных районах для борьбы с осыпанием песков угленосной свиты  применяют  цементирование  зон  осложнения.

В отдельных случаях, особенно при нарушении технологического режима бурения скважины, наблюдаются прихваты инструмента, которые могут принести к  аварии в  скважине.

Основными мероприятиями по предупреждению прихватов инстру­мента являются: применение промывочных р-ров высокого качества, высокая скорость промывки скважины, полная очистка растворов от шлама, соблюдение мер по предупреждению осложнений.

Для освобождения прихваченного инструмента применяют расхаживание его, а в более сложных случаях - водяные, кислотные или нефтяные ванны.

 

19. Цементаж и испытание скважин на герметичность, роль геологической службы при этих процессах.

Для проведения цементирования скважины определяют объем скважины (с помощью кавернометрии), производят расчет цементного раствора, ускорителя, количества продавочной жидкости, определяют, какая будет использоваться заливка цемента – одно или двухступенчатая, определяют давление закачки. Затем отбирают пробы цемента (не меньше 3) для определения крепости.

Оставляется скважина на сутки для затвердевания. Затем рассчитывают, сколько цемента за колонной (термометр.). На границе цемента температура растет (гамма –г. метод, аккуст. каротаж).

Определение положение цементного камня за эксплуатационной колонной.

1.    определить высоту подъёма цемента за колонной

2.    определить прочность схватывания цемента с эксплуатац. колонной.

3.    позволяет определить прочность схватывания цемент. раствора с проходимыми породами.

- выше кровли прод. Пласта на 57 м, если газ. Пласт цем-ый раствор до поверхности.

Испытание на герметичность проводится следующим образом: производят опрессовку или снижение уровня жидкости в скважине. Опрессовка – закрывают скважину, если за сутки давление упало не больше, чем на 5 атм, то скважина герметична. Снижение уровня – путем оттартывания воды из скважины, при глубине 2000 м можно понижать уровень до 1000 м. Когда уровень понизили, его нужно измерить и оставить скважину на приток на 8 часов. Если уровень жидкости повысился не больше, чем на 2 метра, то скважина герметична.

 

 

 

20. Временная консервация и ликвидация скважин, перевод скважин на другие объекты.

К категории скважин которые могут быть временно законсервированы, относятся:

- разведочные, давшие промышленную нефть или газ на разведанных площадях или на новых участках месторождения до окончания их обустройства и ввода в промышленную

эксплуатацию;

- разведочные, пробуренные за контуром нефтеносности, если их можно использовать как нагнетательные (или пьезометрические) при разработке месторождения;

- нефтяные и газовые, эксплуатация которых временно прекращена, чтобы не вызвать

дегазацию или преждевременное обводнение залежи;

- нефтяные, давшие нефть низкого качества при ограничении ее добычи на данном участке;

- нефтяные и газовые, эксплуатация которых прекращена в целях соблюдения требуемой

противопожарной и санитарной охраны;

- обводнившиеся в процессе эксплуатации, если они будут использованы в качестве

нагнетательных;

- высокообводненные и малодебитные, эксплуатация которых не выгодна.

К ликвидации подлежат следующие скважины

- разведочные, оценочные,  выполнившие свое назначение и оказавшиеся после

бурения непродуктивными.

- не доведенные до проектной глубины и не вскрывшие проектный интервал по

разным причинам;

- пробуренные в неблагоприятных геологических условиях;

- запланированные как разведочные или добывающие, но не подлежащие

консервации по техническим причинам из-за низкого качества проводки или

аварий в процессе бурения;

- обводнившиеся до проектного уровня, дебит снизился до минимального

уровня, их нельзя использовать в качестве нагнетательных или

пьезометрических скважин;

- нагнетательные, наблюдательные, если их дальнейшее использование

нецелесообразно или невозможно по геологическим и техническим причинам

Все скважины ликвидируются после согласования с территориальным управлением гостехнадзора России (составляется акт на ликвидацию скважины).

 

21. Обоснование систем разработки нефтегазовых залежей.

После проведения разведочных работ и подсчета запасов все скважины, в которых получены промышленные притоки, переводят в пробную эксплуатацию.

По данным пробной эксплуатации определяют закономерность снижения пластового давления от добычи нефти или газа.

После этого рассматривают 3 варианта разработки: для мелких, для средних и для крупных месторождений.

По запасам месторождения делятся на:

1.                  очень мелкие – 1 млн.т.

2.                  мелкие (1-5)

3.                  средние (5-25)

4.                  крупные (25-100)

5.                  очень крупные (100-500)

6.                  гиганты (больше 500)

для мелких и средних месторождений рассматривают варианты разработки сроком на 7.5 –15, 25 лет.

Для крупных месторождений – на 10, 20, 30 лет.

Результаты расчетов могут быть представлены 3-мя случаями:

1.                  Пластовое давление снижается к концу самого короткого периода разработки, т.е. при самой большой годовой добыче нефти, не ниже предельно допустимого. Тогда составляют проект разработки без ППД, т.е. с использованием собственной энергии пласта.

2.                  Рпл при самом длинном сроке разработки (низкой годовой добыче) снижается ниже предельно допустимого. Тогда проект разработки составляют с ППД.

3.                  Рпл = прдельно допустимому. Тогда рассматривают один вариант с ППД, а другой – без. И на основе технико-экономических расчетов выбирают оптимальный. Если месторождение имеет газовую шапку, и в начале добычи нефть будет производиться при газонапорном режиме, то сначала определяют количество нефти, которое будет добыто за счет энергии газовой шапки: Qнш=V0(депрессия/Р) , (V0 – объем газа в шапке).   После этого определяют остаточные запасы нефти и снова рассматривают 3 варианта, как было уже описано, т.е. дальнейшая добыча нефти будет производиться за счет напора краевых или подшвенных вод или с ППД.

Различают следующие системы разработки:

1.                  с использованием напора краевых вод. Месторождение разбуривается кольцевыми рядами добывающих скважин в пределах внутреннего контура.

В процессе разработки залежи происходит стягивание контуров нефтеносности и постепенное уменьшение залежи. В начале обводняются скважины первого ряда, затем второго и т.д.

2.                  с использованием напора подошвенных вод. Эту систему применяют при разработке неполнопластовых или массивных залежей. Месторождение разбуривается добывающими скважинами по сетке, сгущающейся к своду структуры.

3.                  С использованием энергии растворенного газа. Месторождение разбуривается по равномерной треугольной или квадратной сетке добывающими скважинами.

4.                  С использованием напора краевых и подошвенных вод и энергии газа в газовой шапки. При этой системе перфорацию производят в средней части нефтенасыщенного пласта со значительным отступлением от ВНК и ГНК. Эксплуатацию скважин ведут за счет использования водонапорного режима, для выравнивания давления во всей залежи из газовой шапки частично отбирают газ.

5.                  С использованием напора подошвенных вод при неизменном объеме газовой шапки. Эта система предусматривает добычу нефти только за счет энергии пластовых вод при неподвижном ГНК.

 

22. Методика построения геологического разреза месторождения.

Геологические разрезы позволяют дать наглядное представление о строении земли. Вниз откладываются глубины по каждой скважине (отметки вскрытия тех или иных пород)

Нормальный разрез строится по истинной мощности пород. Типовой по вертикальным мощностям.

Средне-нормально-типовой разрез – соответствует среднему разрезу пласта. Обычно строится грунтовый, геофизический и геолого-геофизический нормальный типовой разрез.

При необходимости можно всегда пересчитать вертикальную мощность в истинную:

H=h∙cosb Н – истинная мощность пласта; h – вертикальная мощность; b – угол падения пласта.

Для составления нормального разреза следует детально проанализировать разрезы всех скважин, выделить маркирующие горизонты, затем основные пласты, провести их корреляцию.

Средне-нормальный геолого-геофизический разрез удобен для составления

проектных разрезов новых скважин, для некоторых межрайонных обобщений, а

также для тех случаев, когда установлены значительные изменения мощности

проходимых пород. Мощность всех пластов для этого разреза изображается на

колонке минимальными и максимальными значениями. Минимальные значения

мощности откладываются от горизонтальной линии, изображающей подошву пласта

по левому краю колонки, а максимальные по правому. Верхние точки минимума и

максимума соединяют наклонной линией. С правой стороны колонки приводится геофизическая характеристика отложений, с левой указываются участки разреза, охарактеризованные керном или боковым грунтоносом.

 

23. Методы построения корреляционных схем, их виды. Решение геолого-промысловых задач с помощью корреляционных схем.

Корреляция разрезов скважин позволяет увязать между собой разрезы всех скважин. В результате получают корреляционные схемы. С помощью корреляции можно выявить геологическую неоднородность, выяснить условия осадконакопления. Существуют следующие виды корреляции: площадная, детальная, региональная. Главная задача детальной корреляции – корректное построение модели. Детальная корреляция проводится в пределах  мощного продуктивного горизонта или

пласта, для того, чтобы выделить внутри зональные интервалы. В свою очередь зональные интервалы представляют собой песчаные геологические тела, которые распространены на отдельных участках залежи (выявляют соотношение в залегание проницаемых и непроницаемых пород). Основное место отводиться хроностратиграфии и литострафическим признакам. При детальной корреляции за основу берутся материалы ГИС, исследования керна. Основа детальной корреляции выявление и учет последовательности напластования пород. Учет ритмичности осадкообразования (смена пород по литологии, трангрессивный (наступлениее береговой линии) и регрессивный (отступление). Выделяют 2 этапа детальной корреляции: 1. Корреляция по каротажной диаграмме в 1: 500, когда намечаются основные зональные интервалы и в целом характеристика продуктивного пласта 2. Корреляция промыслово-геофизическая в 1: 200, где уже четко решаются поставленные задачи по корреляции и выделению зональных интервалов. Методика детальной корреляции заключается в следующем: перед началом корреляции необходимо выделить основные геоэлектрические репера 1-го уровня

(фиксируется на каротажных кривых всех пробуренных скважин, эти реперы – основные, если выделить не удается, то корреляцию проводят по кровле или подошве), выделяют репера 2-го уровня (это репера, которые прослеживаются по основной части скважин), выделение геологических реперов 3-го уровня (прослеживаются по нескольким группам скважин, потом выклиниваются и снова появляются, характерная конфигурация одной или нескольких кривых ГИС). На основании корреляции по основным реперам выделяются эталонные (опорные) разрезы и зональные интервалы. Корреляционная схема - это чертеж, предназначенный для отображения стратиграфических подразделений, либо продуктивного пласта, либо какой-то свиты или в целом разреза месторождения. Выбирается и проводится жирная линия – основная линия сопоставления, выше и ниже этой линии производится выравнивание изучаемых разрезов, стратиграфию наносят справа, с левой стороны откладывается литологическая колонка.

Корреляционные схемы бывают:

1. геолого-геофизическое сопоставление; 2. где отсутствует литологическая колонка, или она одна – геоэлектрические сопоставления разрезов скважин; 3. Литологическое сопоставление (проводятся только колонки, пласты выделяются на основе керна или геофизики); 4. С изображением литологии по одной скважине, а по остальным литология приводится только по основным свитам и пластам;

5. Литология не приводится, а лишь делаются вертикальные линии пробуренных

скважин.

При детальной корреляции важно установить: за счет чего идет увеличение общей

мощности разреза? Это можно решить с помощью ГСР (геостатистический разрез). На

групповых ГСР четко видно, за счет какой части разреза происходит увеличение

мощности. Другой важный вопрос: выяснение степени выдержанности по площади

проницаемых прослоев и разделов между ними. С точки зрения разработки:

Модель1. Монолитный пласт-коллектор с линзовидными прослоями непроницаемых

пород. Непрон-й прослой имеет ограниченную площадь и не может коррелироваться между соседними скважинами. Эти прослои не явл-ся гидродинамическими барьерами и Рпл перераспределяется хорошо, как по вертикали, так и по горизонтали.

Модель2. Переслаивание выдержанных по площади проницаемых прослоев и в такой же

степени выделяющих непроницаемых прослоев между ними. Такие прослои могут быть

гидродинамическими экранами, при изменении давления в одном прослое его перераспределение между другими сильно затруднено.

Модель3 – продуктивный горизонт, из непроницаемых пород с линзообразными проницаемыми прослоями. Они не прослеживаются между соседними скважинами. Разработка может происходить без перераспределения Рпл между отдельными проницаемыми линзами.

 

24. Роль промысловой геологической службы в обеспечении стабильности добычи нефти и газа и конечного коэффициента нефтегазоизвлечения.

Обеспечение стабильности добычи нефти и газа достигается за счет геологопромыслового контроля и методов регулирования.

Он включаеет следующиие виды работ:

1.Получение и анализ геопромысловой, геофизической, гидродинамической и др. информации;

2.Изучение процессов, протекающих при разработке залежей нефти и газа;

3.Оценка эффективности применяемых систем разработки;

4.Соблюдение и анализ полноты и качества выполненных технологичеких мероприятий, предусмотренных проектными документами.

Главная цель ГПК – максимальное извлечение нефти и газа.

При этом решаются 2 основные задачи:

1)Выбор эффективных мероприятий по управлению процессом разработки.

2)Своевременное совершенствование применяемой системы разработки.

Основная задача регулирования заключается в достижении равномерности выработки запасов углеводородов и создании таких режимов разработки, которые замедляют снижение скорости изменения фазовой проницаемости для нефти и газа. Разработка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.

К числу технических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относятся:

1. установка оптимального режима добывающих и нагнетательных скважин;

2. оптимальное вскрытие продуктивных пластов перфорацией;

3. воздействие на призабойную зону скважины;

4. применение оборудования для одновременной, раздельной закачки;

5. изоляционные работы с целью изоляции обводненных интервалов пластов.

  Методы регулирования связывают с частичным изменением системы разработки месторождений:

1.уплотнение сетки скв. на отдельных  участках, которые слабо охвачены разработкой;

2.приближение линии нагнетания к доб.;

3.очаговое заводнение;

4.изменение направления фильтрационных потоков и применение циклического заводнения.