Файл: Куряшов, А. А. Фирсин разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений учебное пособие Казань Издательство книту 2020 Copyright ооо цкб бибком & ооо Aгентство KнигаCервис.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 107
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Казанский национальный исследовательский технологический университет НЮ. Башкирцева, ДА. Куряшов, А. А. Фирсин РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Учебное пособие Казань Издательство КНИТУ
2020
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2020
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
УДК 622.276(075)
ББК я Б Печатается по решению редакционно-издательского совета Казанского национального исследовательского технологического университета Рецензенты канд. хим. наук Е. С. Охотникова канд. техн. наук Л. А. Гараев
Б33
Башкирцева НЮ. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений : учебное пособие / НЮ. Башкирцева, ДА. Куряшов, А. А. Фир- син; Минобрнауки России, Казан. нац. исслед. технол. унт. – Казань : Изд-во КНИТУ, 2020. – 84 с.
ISBN Рассмотрены этапы поисково-разведочных работ, приведены понятия и примеры геологического разреза скважины и структурной карты, представлены геофизические и геохимические методы разведки, а также классификация запасов и ресурсов. Предназначено для студентов, обучающихся по направлениям 21.03.01 Нефтегазовое дело, 18.04.01 Химическая технология. Подготовлено на кафедре химической технологии переработки нефти и газа.
ISBN 978-5-7882-2928-7
© Башкирцева НЮ, Куряшов ДА,
Фирсин А. А, 2020
© Казанский национальный исследовательский технологический университет, 2020
УДК 622.276(075)
ББК я
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СОДЕРЖАНИЕ. ПОИСКИ РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ................... 4 1.1. Этапы поисково-разведочных работ ................................................ 4 1.2. Геологический разрез скважины ........................................................ 5 1.3. Структурная карта ..................................................................................... 8 2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗВЕДКИ ........ 10 2.1. Геофизические методы разведки ................................................... 11 2.2. Геохимические методы разведки ................................................... 26 3. КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ ............................................. 27 4. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ .......................................................................... 32 5. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ...................................... 33 5.1. Системы разработки многопластовых месторождений ........ 33 5.2. Системы разработки отдельных залежей нефти ...................... 36 5.2. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи ... 39 5.4. Коэффициент извлечения нефти .................................................... 44 5.5. Методы поддержания пластового давления .............................. 47
5.5.1. Заводнение ............................................................................................... 49
5.5.2. Водоснабжение ....................................................................................... 59
5.5.3. Нагнетание газа или воздуха ........................................................... 69
6. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ................................................................................................. 72 6.1. Режимы разработки залежей природного газа и газоконденсата ................................................................................................ 73 6.2. Системы размещения скважин ......................................................... 76 6.3. Способы контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений ..................................................... 78 ЛИТЕРАТУРА ............................................................................................................. 81
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
5.5.1. Заводнение ............................................................................................... 49
5.5.2. Водоснабжение ....................................................................................... 59
5.5.3. Нагнетание газа или воздуха ........................................................... 69
6. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ................................................................................................. 72 6.1. Режимы разработки залежей природного газа и газоконденсата ................................................................................................ 73 6.2. Системы размещения скважин ......................................................... 76 6.3. Способы контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений ..................................................... 78 ЛИТЕРАТУРА ............................................................................................................. 81
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
4
1 . ПОИСКИ РАЗВЕДКАМ ЕСТ О РОЖДЕН И Й
Н Е Ф Т И ИГА ЗА bПоисково-разведочные работы проводятся в целях открытия нефтяного или газового месторождения, определения его запасов и составления проекта разработки. Они осуществляются в соответствии со следующими принципами
1. Рациональная полнота исследования объекта. Последовательность приближений в геологической изученности объекта.
3. Относительная равномерность равная достоверность) изучения объекта.
4. Экономичность – минимальные затраты при подготовке месторождения к освоению (трудовые, временные и материальные.
1 . 1 . Этапы поисково- разведочных работ На первом этапе, называемом общей геологической съемкой, составляется геологическая карта местности. Горные выработки на этом этапе не делаются, а проводятся лишь работы по расчистке местности для обнажения коренных пород. Общая геологическая съемка позволяет получить некоторое представление о геологическом строении современных отложений на изучаемой площади. Характер залегания пород, покрытых современными отложениями, остается неизученным. На втором этапе, называемом детальной структурно-геологиче-
ской съемкой, бурят картировочные и структурные скважины для изучения геологического строения площади. Картировочные скважины бурят глубиной от 20 дом для определения мощности наносов и современных отложений, а также для установления формы залегания слоев, сложенных коренными породами. На этом этапе поисковых работ применяют геофизические и геохимические методы, позволяющие более детально изучить строение недр и более обоснованно выделить площади, перспективные для глубокого бурения с целью поиска залежей нефти и газа.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
5 По результатам общей геологической съемки и картировочного бурения строят геологическую карту, на которой условными обозначениями изображается распространение пород различного возраста. Для более полного представления об изучаемой площади геологическая карта дополняется сводным стратиграфическим разрезом отложений и геологическими профилями. На третьем этапе осуществляется глубокое бурение поисковых скважин. Успешность поисковых работ на этом этапе в значительной степени зависит от качества работ, проведенных во втором этапе. В случае получения из поисковой скважины нефти и газа заканчиваются поисковые работы и начинается детальная разведка открытого нефтяного или газового месторождения. На площади одновременно бурят так называемые оконтуривающие, оценочные и контрольно-иссле- довательские глубокие скважины для установления размера (или контура) залежи и контроля заходом разведки месторождения. После бурения необходимого числа глубоких скважин для разведки месторождения период поисково-разведочных работ заканчивается и начинается период бурения эксплуатационных скважин (внутри контура нефтеносности или газоносности.
1 . 2 . Геологический разрез скважины bГеологический разрез скважины составляют на основе данных, полученных при комплексных наблюдениях, главным образом результатов изучения керна, электрического и радиоактивного каротажа (рис. 1.1). Разрез скважины изображают графически, используя условные знаки для показа литологического состава пробуренных пород Условные знаки изображения литологического состава пород не стандартизированы ив отдельных районах различны. На соответствующих глубинах в разрезе указывают признаки присутствия нефти, газа и воды, возможные обвалы стенок скважины, прекращение циркуляции жидкости и др. Из технических данных указывают глубину спуска обсадных колонн, их диаметр, высоту подъема цемента и т. д. Разрезы скважин вычерчивают в масштабе 1:500 или 1:1000. Составленный геологический разрез (профиль) скважины разбивают на свиты, горизонты и пласты в следующем порядке (рис. 1.2).
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
6 Рис. 1.1. Геологический разрез Рис. 1.2. Геологический разрез скважины а – песчаник б – нефтеносность в – аргелиты; г – алевралиты; д – сланцы е – известняки глинистые з – доломиты; и – геофизические реперы к – глинистая корка
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
7 1. Выделяют свиты по стратиграфическому признаку, пользуясь данными микрофауны, макрофауны и комплексных наблюдений.
2. Внутри стратиграфических свит политологическому признаку выделяют пачки пород песчаные, глинистые, песчано-глинистые, карбонатные и т. п.
3. Внутри литологических пачек выделяют горизонты газоносные, нефтеносные и водоносные.
4. Внутри горизонтов выделяют пласты газоносные, нефтеносные, водоносные, маркирующие и т. п. При маркировке основные пласты обозначают римскими цифрами, а второстепенные – буквенными. Таким образом, геологический разрез и разрез по скважине отображают последовательность напластований в месторождении, их среднюю мощность и литологический состав. Нормальный (или типовой) разрез скважины по месторождению составляют после общей корреляции разрезов скважин данного месторождения (рис. 1.3). Рис. 1.3. Корреляция разрезов скважин Корреляция заключается в выделении опорных пластов (и горизонтов) и определении глубин их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их мощности, литологического и фа- циального составов в различных направлениях.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
8 На нормальном разрезе скважины обычно указывают истинную мощность порода на типовом – вертикальную мощность. Нормальный (или типовой) разрез должен отображать средний разрез месторождения, те. присущий большинству месторождений.
1 . 3 . Структурная карта biСтруктурная карта–графи- ческое изображение формы залегания кровли или подошвы какого- либо пласта с помощью горизонталей (изогипс). Отметки изогипс ниже уровня моря берут со знаком минус, выше уровня моря – со знаком плюс. Равные по высоте промежутки между изогипсами называются сечением изогипс. Структурную карту строят следующим образом (рис. 1.4, 1.5). Исследуемую поверхность, отделяющую пласт А от пласта В, мысленно рассекают горизонтальными плоскостями, начиная от уровня моря. В данном случае расстояние между этими плоскостями, или сечение изогипс, принято равным
100 м. Линии пересечения горизонтальных плоскостей с исследуемой поверхностью (кровля или подошва пласта) в определенном масштабе откладывают на плане. Обычно при пологом залегании пластов сечение изогипс берут Рис. 1.4. Структурная карта
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
равным 2–5 м, а при более или менее крутом залегании пластов –
10–25 ми более. При однообразном падении пластов расстояния между изогипсами остаются одинаковыми. Рис. 1.5. Структурная поверхность Приуменьшении углов падения пластов изогипсы будут расходиться, ас увеличением углов падения они будут сближаться.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
9
10–25 ми более. При однообразном падении пластов расстояния между изогипсами остаются одинаковыми. Рис. 1.5. Структурная поверхность Приуменьшении углов падения пластов изогипсы будут расходиться, ас увеличением углов падения они будут сближаться.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
9
10
2 . ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИГЕ ОХИ МИ ЧЕСКИ ЕМ Е ТО ДЫРА З ВЕД К И
Целями геологосъемочных работ общего направления в районах с возможными проявлениями нефти и газа являются
- выявление и углубленное изучение перспективных структур- изучение геологического разреза для выявления продуктивных стратиграфических подразделений и формаций
- изучение литологии и фаций продуктивных отложений, атак- же физических параметров пород продуктивных толщ. При оценке перспектив нефтегазоносности района учитываются результаты предшествующих работ и принимаются во внимание следующие региональные геотектонические критерии
- отсутствие или слабое проявление магматизма- отсутствие или слабое проявление метаморфизма метаморфизм фактор, снижающий пористость горных пород
- наличие складчатости- периодические изменения режима регионального погружения,
следствием которых являются смена состава осадков и чередование по разрезу ив плане пород-коллекторов и пород-покрышек;
- наличие крупных глубинных разломов в центральной части бассейна
- наличие развитой сети трещиноватости- наличие в разрезе нефтематеринских свит- наличие признаков нефтегазоносности (табл. Геологические предпосылки нефтегазоносности, помимо перечисленных, определяются наличием в разрезе коллекторов и флюидо- упоров, а также присутствием структурных форм, в связи с которыми могут образоваться ловушки для нефти и газа. Если в стратиграфическом разрезе находят потенциально нефтегазоносные пласты-коллекторы, тона территории ищут и изучают структуры, которые могут способствовать созданию ловушек. К ним относятся следующие геологические тела
- антиклинальные поднятия с отдельными локальными антиклиналями, флексурами и структурными выносами на крыльях
- склоны тектонических поднятий с несогласиями в потенциально нефтегазоносных горизонтах и перекрывающих отложениях,
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
11 экранирующие потенциально нефтегазоносный горизонт поверхности разломов
- поднятия типа соляных куполов и грязевых вулканов.
Таблица 2.1 Признаки нефтегазоносности Прямые признаки Косвенные признаки Вероятные следы воздействия нефти на породы Возможные спутники нефти и продукты их изменения Жидкая и вторично рассеянная нефть и пропитанные ею породы. Мальты, асфальты, киры, кериты и битуминозные породы, озокерит. Нафтеновые кислоты Углеводородные газы с гомологами метана Биогенная сера. Сероводород.
Бессульфатность вод. Изменение окраски пород с красноватых тонов на зеленоватые в результате восстановительных процессов, связанных с окислением нефти Повышенное содержание йода вводах. Метановый газ со следами гомологов метана.
2 . 1 . Геофизические методы разведки bГеофизические методы разведки основаны на измерении физических полей оболочками Земли, которые отличаются по своим свойствам в зависимости от их строения и насыщенности. Эти физические поля делятся
- на естественные – гравиметрия, магнитометрия, частично электрометрия, радиометрия, геометрия- искусственно созданные – электрометрия (метод кажущегося сопротивления, сейсморазведка, акустические. Существуют различные геофизические методы разведки, из которых наиболее распространены сейсморазведка и электроразведка.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
12 Гравиметрический метод основан на измерении силы притяжения на поверхности Земли с помощью гравимеров. Если пласт горизонтальный, то показатели стабильны. Если в пласте присутствуют складки и синклинали, то возникают аномалии в измерении. Результаты измеряются в галах, миллигалах.
Магниторазведка–изучение аномалии магнитных волн, присущей различным породам. Осадочная горная порода не излучает магнитных волн. Кристаллическая порода имеет повышенные магнитные поля. Аномалия магнитных волн измеряется в эстердах. Для этого делается аэромагнитная съемка (самолетом c высоты 1–1,5 км. Магниторазведка относится к числу рекогносцировочных поисковых методов благодаря своей дешевизне и оперативности. Магниторазведка осуществляется с целью
- изучения общего геологического строения земной коры в районах закрытых молодыми осадочными отложениями или водами морей, тектонического районирования таких территорий
- трассирования разломов, даек, жили других геологических тел, контролирующих месторождения нерудных полезных ископаемых
- микромагнитных наблюдений для определения главных направлений трещиноватости и тектонических напряжений в осадочных толщах. Геометрия – изучение теплового поля Земли. В скважинах глубиной дом замеряют температуру, которая связана с теплопроводностью горных пород, она резко отличается для осадочных и кристаллических пород. Сейсмическая разведка (рис. 2.1) основана на использовании закономерностей распространения упругих волн в земной коре, искусственно создаваемых в ней путем взрывов в неглубоких скважинах или с помощью невзрывных устройств – диносейсов и вибросейсов. Частицы горных пород испытывают упругие колебания и передают их друг другу. В результате возникают упругие или сейсмические волны. Скорость и характер распространения сейсмических волн определяются свойством горных пород. Распространяясь в толщах земли, сейсмические волны встречают на своем пути горные породы с различными упругими свойствами, тес различной плотностью. На границе раздела толщ горных пород различной плотности происходит частичное отражение сейсмических волн, и частично волны, преломляясь, проходят внутрь залегающей толщи пород.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
13 Затем они отражаются от следующей поверхности раздела двух толщ с разной плотностью. Отраженные волны возвращаются к поверхности земли и регистрируются специальными сейсмоприемниками. Повремени прохождения отраженных волн и известному расстоянию от места источника взрыва рассчитывают глубину залегания горных пород. Чем глубже находится отражающий слой, тем больше времени занимает возвращение эха на поверхность. В настоящее время около 70 % сейсморазведок на суше производятся с помощью «Вибросейса» – установки, разработанной компанией. «Вибросейс» – это грузовой автомобиль с источником вибрации. В открытом море наиболее распространенным сейсмическим источником являетсяпневмопушка, представляющая собой металлический цилиндр длиной несколько футов. Ее буксируют кораблем на глубине футов (6–9 м. На судне имеются установки сжатия воздуха. Воздух под высоким давлением (в 2000 psi = 140 кгс/см
2
) пропускается в пневмопушку через гибкую полую трубку. По команде компьютера отверстия на пневмопушке открываются, и формируется растущий воздушный пузырь, который служит источником сейсмических волн, неопасным для морской флоры и фауны. Сейсмограмма на которой показаны данные сейсморазведок, аналогична вертикальному разрезу земных недр (рис. 2.2). На сейсмограмме отражены все деформации, такие как наклонения, сбросы, складчатость. Основная задача сейсморазведки – определение структуры залегания подземных пород. С помощью сейсмических разрезов можно строить карты горизонталей подземных поверхностей. Они очень похожи на структурную карту. Стандартная сейсмограмма показывает структуру подземных пород, где осадочные слои идентифици-
Рис. 2.1. Схема сейсморазведки
1 2 3 4 5 6 7 8
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
14 рованы по характерной слоистости. Однако метод не позволяет определять ни отдельные слои осадочных пород, ни даже типы пород. Если выявлены отдельные слои породи прослежены расположения потенциальных коллекторов и покрывающих пород, сейсмограмма становится гораздо более ценной. Для этого сейсмический профиль часто прокладывают в уже пробуренной скважине (привязка. Данные каротажа в этой скважине создают основу для определения пород на сейсмограмме. В х гг. был разработан метод трехмерной сейсморазведки, позволяющий получать трехмерные картины земных недр. На суше трехмерную разведку проводят с помощью полосового взрыва, когда кабели приемников прокладывают по параллельным линиям, а пункты взрыва располагают по линиям, перпендикулярным им.
а
б Рис. 2.2. Сейсмограмма а – поданным обычной двухмерной сейсморазведки б – поданным трехмерной сейсморазведки Для демонстрации трехмерных сейсмограмм в трех измерениях существуют специальные помещения, называемые центрами визуализации (имеется еще несколько других названий. Водном из вариантов зал визуализации оснащен экранами, которые размещены на стенах. Зрители надевают стереоскопические очки и садятся в кресла. Оператор проецирует изображение на экраны и может его перемещать. Другой тип залов подразумевает наличие экранов как на трех стенах, таки на полу. Зритель как бы попадает внутрь трехмерного изображения и может пройти по нему. Когда он поворачивает голову или движется, вся структура поворачивается вместе с ним в соответствии с перспективой.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
15 Затраты на проведение трехмерной сейсморазведки очень велики из-за стоимости оборудования и компьютерной обработки. Данные только одной разведки могут содержать 500 Гбайт информации. Однако в настоящее время трехмерная сейсморазведка используется чаще, чем двухмерная, как на суше, таки в океане. Она снижает затраты на бурение, уменьшая число сухих скважин, и затраты на разработочное бурение, так как точно известно местоположение подземного коллектора. Теперь оптимальный набор опытных скважин можно бурить в конкретных местах, чтобы разработка коллектора была эффективной. Четырехмерная сейсморазведка, или сейсмический мониторинг, использует несколько трехмерных разведок одного итого же продуктивного коллектора с различными временными интервалами (например,
2 года) для того, чтобы проследить потоки флюидов через коллектор. По мере эксплуатации коллектора изменяются температура, давление и состав флюидов. Растворенный газ выделяется из нефти, вода замещает газ и нефть. Сравнивают временные срезы коллектора, при этом зафиксированные изменения сейсмических показателей позволяют проследить изменение состояния коллектора. Можно обнаружить недобытые нефтяные карманы и пробурить новые скважины для их разработки. Электрометрическая разведка основана на способности пород пропускать электрический ток, те. на их электропроводности. Известно, что некоторые горные породы (граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой) хорошо проводят электрический тока другие (глины, песчаники, насыщенные нефтью) практически не обладают электропроводностью. Естественно, что породы, имеющие плохую электропроводность, обладают высоким сопротивлением. Зная сопротивление различных горных пород, можно по характеру распределения электрического поля определить последовательность и условия их залегания. Метод кажущегося сопротивления применяют для определения удельного электрического сопротивления горных пород, называемого кажущимся сопротивлением (КС). Электрическое сопротивление горных пород в скважине измеряют с помощью специальной установки. Опускаемый в скважину на трехжильном кабеле 3 электрический зонд состоит из трех электродов А, Ми (рис. 2.3). Четвертый электрод В расположен на поверхности вблизи от устья скважины. Через электроды Аи В опускают электрический ток I, сила которого замеряется амперметром 1. Возникающую
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
16 между электродами Ми зонда разность потенциалов
DV регистрирует прибор 2, установленный на поверхности в автомашине. Благодаря различной комбинации питающих и приемных электродов создаются направленные фокусированные электрические поля, что позволяет точнее отбить границы пластов и определить их сопротивление. Рис. 2.3. Положение зондов при методе кажущегося сопротивления А, В – питающие электроды M, N – приемные измерительные электроды Б – источник питания R – реостат для регулировки силы тока I – прибор, измеряющий силу тока И – прибор для измерения регистрации) разности потенциалов О – точка записи, к которой относят результаты замеров а – одноэлектродный зонд токового каротажа б – трехэлектродный потенциал-зонд; в – трехэлектродный подошвенный (последовательный)
градиент-зонд; г – трехэлектродный кровельный (обращенный)
градиент-зонд Зонды, применяемые при электрическом каротаже, подразделяются на градиент- и потенциал-зонды.
Градиент-зонды – зонды, у которых расстояние между электродами Ми (измерительными) мало по сравнению с расстоянием между Аи М (обычно враз.
Из-за малого расстояния между электродами кривая показывает резкие перегибы в местах кровли или подошвы подземных пластов, что
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
17 используют для точного определения глубины границ подземных пластов пород. Градиент-зонды применяют в основном для изучения разрезов скважин, сложенных породами небольшой мощности, и для определения удельного электрического сопротивления этих пород за зоной проникновения фильтрата бурового раствора с целью изучения их нефтеносности и газоносности. У потенциал-зондов расстояние между электродами Аи М враз меньше расстояния между электродами Ми. При измерении сопротивления электрический ток пропускают за пределами зоны проникновения, чтобы измерить истинное сопротивление породы и содержание пластовых флюидов в порах. Соленая вода проводит токи имеет относительно низкое удельное сопротивление. В отличие от нее нефть и газ обладают очень высоким сопротивлением, и при измерении показателей нефтяного или газового коллектора будет наблюдаться бросок удельного сопротивления вправо. Различить нефть и газ на основании каротажа удельного сопротивления нельзя. Однако, на кривой сопротивления в качестве бросков будут проявляться водо- нефтяной и газоводяной контакты (рис. 2.4). Кроме того, если известно удельное сопротивление соленой воды, по диаграмме каротажа удельного сопротивления можно рассчитать показатель нефтенасыщенности коллектора. Чем выше насыщенность, тем выше величина удельного сопротивления. Потенциал-зонды применяют преимущественно при изучении пород высокого сопротивления большой мощности и для выявления пород повышенной проницаемости. Удельное электрическое сопротивление горных пород изменяется в широких пределах от тысячных долей Ом/м до многих сотен, тысячи даже миллионов Ом/м), поэтому по кривым КС можно детально расчленять разрезы скважин. Против таких пород, как известняки и насыщенные нефтью песчаники, регистриру-
Рис. 2.4. Водо- и нефтенасыщенные пласты на диаграммах
электрокаротажа
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
18 ется значительное кажущееся сопротивление, против глин и водоносных песчаников – несравнимо меньшие сопротивления. Метод естественного поля или поля самопроизвольного потенциала (каротаж собственной поляризации СП).Этот метод основан на изучении потенциалов, возникающих в горных породах с разной электрохимической активностью в условиях их естественного залегания и при вскрытии пород скважиной, заполненной буровым раствором, приготовленным на водной основе. Так как жидкостьвскважине не изолирована от пластовой, вследствие перепада давления, она из скважины может перемещаться в пласт, и наоборот. В результате движения солей, минерализованной воды через пористые породы происходит поляризация и возникает естественная электродвижущая сила. В более проницаемых породах жидкость перемещается быстрее и, следовательно, возникает большая разность естественных потенциалов. Так, при прохождении жидкости через хорошо проницаемые пески возникает значительно большая есте- ственнаяразность потенциалов, чем при движении жидкости через плохо проницаемые глины и плотные известняки (рис. 2.5). Рис. 2.5. Схема возникновения потенциала собственной поляризации
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
19 Эти потенциалы создаются
- диффузией солей из пластовых вод в глинистый раствори из раствора в пласта также адсорбцией их ионов на поверхностях частиц, слагающих породу
- окислительно-восстановительными реакциями, возникающими в зоне соприкосновения пород с окружающей средой и буровым раствором
- фильтрацией вод из бурового раствора в породы и пластовых вод в скважину. Потенциал собственной поляризации измеряет величину этого тока, что позволяет обнаружить породы-коллекторы в скважине. При появлении потенциального коллектора кривая СП совершает бросок влево. Бросок вправо означает, что эти породы неколлекторного типа – сланец, плотный песчаник или известняк. При наличии сланцев кривая
СП смещается вправо, а кривая сопротивления – влево. При прохождении плотных песков и известняков кривая СП смещается вправо, но поскольку у них высокое удельное сопротивление, кривая сопротивления также проходит по правой части. Однако по этим диаграммам невозможно отличить плотный песок от плотного известняка риса б Рис. 2.6. Потенциалы собственной поляризации а – пород коллекторного и неколлекторного типа б – различных пород неколлекторного типа
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
20 Область применения метода
- расчленение разрезов скважин- выделение реперов для корреляции- выделение тонкодисперсных породи коллекторов- определение минерализации пластовых вод- выделение проницаемых и нефтеносных породи оценка их пористости и проницаемости (при благоприятных условиях. Потенциалы собственной поляризации пород измеряют одновременно с кажущимся сопротивлением (рис. 2.7). Среди полевых геофизических методов известны также гравиразведка, магниторазведка, геометрия неподвижный приемный электрод, заземляется вблизи устья скважины, а второй электрод M, перемещается по скважине. Важным приемом обработки данных электрического каротажа является корреляция подземных пород (рис. 2.8). Палеограница–это уровень кровли либо подошвы пласта осадочной породы на диаграмме кабельного каротажа. Границу определяют по внезапным отклонениям в значениях СП, сопротивления или других показателей. Для установления корреляции между разными диаграммами их границы соединяют линиями. Кабельный каротаж зачастую является единственной возможной формой получения данных о породах, необходимых для корреляции. Рис. 2.7. Схема расположения зондов при методе естественного поля N – неподвижный приемный электрод, M – перемещаемый электрод Рис. 2.8. Схема корреляции пластов поданным
электрокаротажа
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
21 Метод естественной радиоактивности – гамма-каротаж (ГК). Метод основан на изучении горных пород поданным измерения интенсивности естественного гамма-излучения, возникающего при распаде радиоактивных элементов, содержащихся в различных породах враз- ных количествах. Интенсивность естественного гамма-излучения измеряют специальным прибором, спускаемым в скважину на одножильном или трехжильном кабеле. Из трех наиболее распространенных осадочных пород радиоактивным может быть только сланец. Диаграмму гамма-каротажа записывают в колонке 1 (рис. 2.9), при этом низкие значения радиоактивности расположены слева, а высокие – справа. Сланцы характеризуются высокими значениями радиоактивности, и им соответствует смещение кривой вправо. У потенциальных коллекторов, те. песчаников и известняков, кривая располагается слева. Поданным радиоактивности пород, отраженным на диаграмме гамма-каротажа, можно вычислить содержание сланцев в песчаных и известковых породах. Радиоактивность осадочных горных пород находится в прямой зависимости от содержания в породе тонкодисперсного (глинистого) материала. Вследствие этого гамма-метод дает возможность расчленять горные породы посте- пени их глинизации и выделять в разрезах скважин глины и глинистые осадки, обладающие повышенной радиоактивностью, игру- бодисперсные, а также плотные карбонатные и гидрохимические осадки (за исключением калийных солей, имеющие пониженную радиоактивность. Область применения метода
- расчленение разрезов скважин
- выделение реперов для корреляции в мощных толщах глинистых осадков Рис. 2.9. Результаты нейтронного гамма-каротажа
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
22
- поиски скоплений радиоактивных элементов и калийных солей.
Спетрометрический гамма-каротаж – это разновидность гамма-каротажа, который применяется для определения не только уровня радиации, но и ее источника (калий, торий, уран. Нейтронный гамма-метод. Нейтронным гамма-методом изучают интенсивность вторичного радиационного (условно называемого нейтронным) гамма-излучения, возникающего при захвате нейтронов ядрами элементов, составляющих горную породу. Поскольку интенсивность процесса замедления и последующего поглощения нейтронов определяется специфическими нейтронными свойствами ядер элементов, составляющих исследуемую среду, нейтронный метод позволяет дифференцировать горные породы по содержанию в них элементов с резко отличными свойствами (по содержанию водорода, хлора, бора и многих других элементов. Рис. 2.10. Взаимосвязь плотности и пористости пород Когда быстрый нейтрон сталкивается с крупным атомом горной породы, атом отталкивает его практически без потери энергии. Если же нейтрон сталкивается с атомом водорода (очень маленьким, водород поглощает часть энергии нейтрона, который будет отталкиваться, но при этом терять скорость. Медленный нейтрон может быть захвачен
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
23 другим атомом породы, заставляя его испускать гамма-лучи. Соответственно, чем больше атомов водорода в породе, тем больше медленных нейтронов и гамма-лучей, которые будет испускать порода при бомбардировке быстрыми нейтронами. Чем меньше водорода, тем больше быстрых нейтронов будет отражаться от породы в процессе бомбардировки. Атомы водорода являются составной частью молекул воды, газа, нефти, содержащихся в порах подземных пород. Каждая порода подвергается бомбардировке некоторым количеством быстрых нейтронов, после чего производится подсчет медленных нейтронов или гамма-лу- чей. Чем выше пористость породы, тем больше она будет испускать гамма-лучей или медленных нейтронов. Область применения метода
- расчленение пород, слагающих разрезы скважин, по водосодержа- нию выделение коллекторов
- расчленение нефтеносных и водоносных пород, гидрохимических осадков
- оценка пористости пород- выявление некоторых полезных ископаемых. Плотностной, или гамма-гамма-
каротаж. Плотностной, или гамма- гамма-каротаж – это второй способ определения пористости породы (рис. 2.11). В данном случае радиоактивный источник бомбардирует породы скважины с помощью гамма-излучения при извлечении прибора из скважины. При попадании гамма-частицы в крупный атом вещества породы с высокой плотностью электронов часть гамма-излучения поглощается, а потерявшие мощность остатки излучения подвергаются обратному рассеянию. Малые атомы, например, атомы водорода, практически неспособны отражать гамма-излучение. В плотных породах на единицу объема Рис. 2.11. Диаграмма плотностного каротажа
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
24 приходится больше атомов по сравнению с пористыми породами. Чем более плотной и менее пористой является порода, тем больше гамма- излучения она будет поглощать и меньше отраженных от породы лучей будут улавливаться детектором каротажного прибора. Напротив, чем выше пористость породы, тем больше гамма-лучей вернутся к детектору в результате рассеяния. Природный газ в подземном коллекторе можно выявить с помощью одновременного проведения обоих видов каротажа (и плотностного, и нейтронного. Данные таких исследований записывают в колонку диаграммы как величины пористости. Если наличие газа установлено, то значения пористости по нейтронному каротажу будут низкими, а по плотностному – высокими. Расхождение в значениях этих двух кривых называется газовым эффектом Для точного определения пористости природного газового коллектора в данные плотностного каротажа необходимо ввести поправку на газовый эффект. Применение геофизических методов (рис. 2.12, табл. 2.2) позволяет выявить структуры, благоприятные для образования ловушек нефти и газа. Однако содержать нефть и газ могут далеко не все выявленные структуры. Выделить из общего числа обнаруженных структур наиболее перспективные без бурения скважин помогают геохимические методы исследования недр, основанные на проведении газовой и бактериологической съемок. Рис. 2.12. Типичные диаграммы электрического и ядерного методов геофизического исследования скважин
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
25 Таблица 2.2 Геофизические методы разведки Название методов Изучаемые свойства Решаемые геологические задачи Электрические Метод естественной поляризации (ПС) Электрохимическая активность Геологическое расчленение разрезов в комплексе с методами КС, выявление сульфидных руд, углей, графитовых сланцев, коллекторов и водоупо- ров Методы токового каротажа, скользящих контактов (МСК) Удельное электрическое сопротивление
(УЭС) Выделение в разрезах хорошо проводящих горизонтов (сульфидов, углей, графитов и др) Метод кажущихся сопротивлений (КС), боковое каротажное зондирование (БКЗ) и др. Тоже Геологическое расчленение разрезов, определение мощности слоев и истинного сопротивления пород, выделение коллекторов, водоупоров, рудных и нерудных пропластков Ядерные
Гамма-метод (ГМ) или гамма-каротаж
(ГК) Естественная радиоактивность Обнаружение радиоактивных руд, геологическое расчленение разрезов Нейтронный гамма- метод (НГМ) или каротаж (НГК) Поглощение нейтронов с последующим гамма-излуче- нием Расчленение разреза по водородосо- держанию, оценка пористости пород Термические Метод естественного теплового поля (МЕТ) Теплопроводность Изучение геологического разреза скважин, определение наличия газа, нефти, сульфидов и др, определение технического состояния скважин Сейсмоакустические Метод акустического каротажа Скорость распространения волн, амплитуда сигналов Геологическое расчленение разреза, оценка пористости, проницаемости, состава флюида
1 2 3 4 5 6 7 8
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание табл. 2.2 Магнитные Метод естественного магнитного поля Магнитная восприимчивость горных пород Геологическое расчленение разрезов и выявление железосодержащих руд Гравитационные
Гравиметровые Плотность Геологическое расчленение разреза
2 . 2 . Геохимические методы разведки biГазовая съемка основана на диффузии углеводородов, из которых состоит нефть через любые породы. С помощью специальных приборов геохимики определяют содержание углеводородов в воздухе на исследуемой площади. Над залежью нефти и газа приборы показывают обычно повышенное содержание углеводородов. Результаты газовой съемки упрощают выбор участка для детальной разведки бурением. Бактериологическая съемка основана на поиске бактерий, содержащихся в углеводородах. Анализ почв на изучаемой площади позволяет обнаружить места скопления этих бактерий, следовательно, и углеводородов.
Газобиохимическая съемкапроводится по водным поверхностным источникам. Изучают солевой, газовый и бактериальный составы вод.
Битумо-люминисцентная съемка определяет микропримеси углеводородов на поверхности Земли в виде битумов. Оценка цвета спектра определяется люминисценцией. Результаты газовой и бактериологической съемок взаимно дополняют друг друга, что обеспечивает реальность планирования буровых работ на исследуемой площади. Таким образом, поиски и разведка месторождений нефти и газа основаны на комплексном исследовании недр геологоструктурным кар- тированием, а также геофизическими и геохимическими методами.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
26
Гравиметровые Плотность Геологическое расчленение разреза
2 . 2 . Геохимические методы разведки biГазовая съемка основана на диффузии углеводородов, из которых состоит нефть через любые породы. С помощью специальных приборов геохимики определяют содержание углеводородов в воздухе на исследуемой площади. Над залежью нефти и газа приборы показывают обычно повышенное содержание углеводородов. Результаты газовой съемки упрощают выбор участка для детальной разведки бурением. Бактериологическая съемка основана на поиске бактерий, содержащихся в углеводородах. Анализ почв на изучаемой площади позволяет обнаружить места скопления этих бактерий, следовательно, и углеводородов.
Газобиохимическая съемкапроводится по водным поверхностным источникам. Изучают солевой, газовый и бактериальный составы вод.
Битумо-люминисцентная съемка определяет микропримеси углеводородов на поверхности Земли в виде битумов. Оценка цвета спектра определяется люминисценцией. Результаты газовой и бактериологической съемок взаимно дополняют друг друга, что обеспечивает реальность планирования буровых работ на исследуемой площади. Таким образом, поиски и разведка месторождений нефти и газа основаны на комплексном исследовании недр геологоструктурным кар- тированием, а также геофизическими и геохимическими методами.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
26
27
3 . КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ biЗапасыi – доказанное фактическим материалом (бурение, наличие промышленных притоков нефти) количество полезного ископаемого в конкретном объеме горных пород. Обнаруженные запасы подразделяют на четыре категории по степени изученности месторождений А, В, Си С
2
Ресурсы–прогнозно-оцененное количество полезного ископаемого в недрах, получаемое на основе геологических предположений, без геологической разведки (категории D и СВ табл. 3.1 приведена характеристика ресурсов и запасов углеводородов. Таблица 3.1 Соотношения понятий ресурсов и запасов по степени изученности Степень изученности Ресурсы Начальные геологические потенциальные (1) Прогнозные (2) D
1
и Перспективные (3) С
3
Запасы (2) Предварительно оцененные (6)
С
2
Разведанные (7) А, В, С
1
Категория А – запасы, изученные с необходимой детальностью, позволяющей полностью определить все параметры залежи. К категории А относятся запасы, подсчитанные на площади, детально разведанной и оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти и газа. Для подсчета запасов этой категории (по геолого-геофизическим результатами результатам пробной и промышленной эксплуатации многих скважин) должны быть хорошо известны
- параметры продуктивного пласта- границы залежи- свойства нефти, газа и содержания в них сопутствующих, компонентов- тип и форма залежи, размеры- эффективная нефте- или газонасыщенная толщина- тип коллектора- состав и свойства нефти ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
28
- режим работы залежи- пластовое давление- дебиты скважин и т. д.
Иногда запасы месторождения по категории А подсчитываются только тогда, когда само месторождение уже полностью отработано. Категория В – запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков нефти и газа приближенно, нос достаточной точностью для проектирования разработки. К категории В относятся запасы, подсчитанные на площади, промышленная нефтеносность или газоносность которой доказана при бурении скважин с благоприятными промыслово-геофизическими показателями при условии, что эти скважины вскрыли пласт на разных гипсометрических отметках ив них получены промышленные притоки нефти. При подсчете запасов этой категории должны быть приближенно изучены в степени, достаточной для проектирования разработки- геолого-промысловая характеристика пласта- продуктивность пласта- контуры нефтегазоносности- свойства газожидкостных смесей.
По полученным данным составляют проект разработки месторождения нефти или проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа. Категория С. К категории С относятся запасы залежей, нефтегазоносность которых установлена на основании получения промышленных притоков нефти или газа в отдельных скважинах и благоприятных промыслово-геофизических данных по другим скважинам, а также запасы части залежи (тектонического блока, примыкающей к площадям с запасами более высоких категорий. Поданным разведочного и эксплуатационного бурения изученность запасов этой категории позволяет установить тип, форму и размеры залежи, условия залегания продуктивных коллекторов, их состав, нефтенасыщенность и основные свойства залежи нефти и газа, необходимые для составления технологической схемы разработки. Поданным разведочного и эксплуатационного бурения составляют технологические схемы разработки месторождения нефти или проекты опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
29 Категория С – запасы нефти и газа, наличие которых предполагается по геолого-геофизическим данным в пределах известных газоносных районов.
К
категории С относятся запасы нефти или газа всех типов ловушек (структурных, стратиграфических, литологических), установленных достоверными для данной нефтегазоносной провинции методами геолого-геофизических исследований. Сюда же относятся запасы нефти или газа в отдельных неразведанных тектонических блоках и пластах нефтяных месторождений, характеризующихся благоприятными геолого-геофизическими показателями. Категории А + В + С называются разведанными, или промышленными Поскольку их подсчет базируется на полученном притоке нефти и газа, они служат основой для составления проектов разработки месторождения. Запасы категории С, предварительно оцененные, служат основанием для постановки разведочных работ на конкретном месторождении. Кроме указанных категорийных запасов выделяются перспективные Д и прогнозные ООО) ресурсы. Они количественно характеризуют перспективы нефтегазоносности различных комплексов породи отдельных горизонтов. Ресурсы подсчитывают до появления промышленных притоков углеводородов на основе аналогий, косвенных данных и теоретических геологических и математических оценок. Перспективные ресурсы С
3
–подсчитываются на локальных объектах с установленной нефтегазоносностью. Это количественная оценкаразмерапредполагаемых залежей, находящихся в пределах зоны нефтегазонакопления, или на уже открытых месторождениях вне- изученных бурением горизонтах. Перспективные ресурсы имеют адрес, но они еще не открыты. Мы знаем, что если нефть есть – то она в этом месте. Номы еще не имеем реальной нефти) Иногда перспективные ресурсы называют неразведанными. Иногда, чтобы подчеркнуть тот факт, что запасы, подсчитанные по категории С по своей сути являются ресурсами, нефть еще не открыта бурением, для них выделяют категорию Категория D
1
устанавливается, если промышленная нефтегазоносность региона доказана по аналогии с уже известными нефтегазоносными территориями ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
30 Рис. 3.1. Структура запасов и ресурсов России Категория D
2
– прогнозные ресурсы–выделяются для литолого- стратиграфических комплексов или отдельных горизонтов, в которых наличие нефтегазоносности не доказано бурением, но из общих геологических предпосылок не исключается вероятность ее обнаружения. Категория D
3
– начальные геологические потенциальные ресурсы в плохо изученных регионах на основании сведений об общем геологическом строении региона, мощности осадочного чехла, теоретических представлений о нефтегазоносности (если в регионе залежи углеводородов нигде не открыты.
По хозяйственному значению запасы нефти и газа делятся наследующие виды Балансовые запасы – запасы, удовлетворяющие промышленным кондициями горнотехническим условиям эксплуатации, разработка которых экономически целесообразна (эти запасы называют геологическими Забалансовые запасы – запасы, выработка которых на данном этапе нерентабельна вследствие небольшого количества, сложности условий эксплуатации, плохого качества нефти и газа или низкой производительности скважин. По балансовым запасам рассчитывают извлекаемые запасы, тете, которые можно извлечь из недр методами, соответствующими современному уровню техники и технологии.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Остаточные балансовые запасы – запасы, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения данным методом. В табл. 3.2 также приведена классификация запасов нефти, принятая на XIV Мировом нефтяном конгрессе. Таблица 3.2 Классификация запасов нефти (XIV Мировой нефтяной конгресс) Запасы нефти Открытые
Неоткрытые Установленные Неустановленные Потенциально извлекаемые Разрабатываемые
Неразраба- тываемые Вероятные Возможные ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
31
Неоткрытые Установленные Неустановленные Потенциально извлекаемые Разрабатываемые
Неразраба- тываемые Вероятные Возможные ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
31
32
4 . ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФ Т ИВ настоящее время запасы нефти определяют следующими методами объемным, материального баланса и статистическим. Наиболее распространенным является объемный метод, поскольку им можно пользоваться при различных режимах разработки залежей
Q = F h m
b h
d q
, где Q – извлекаемые запасы нефти
F – площадь нефтеносности
h – средняя нефтенасыщенная мощность пласта
m – коэффициент открытой пористости b
– коэффициент нефтенасыщения; h
– коэффициент нефтеотдачи d
– плотность нефти в поверхностных условиях q
– пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти. Объемный коэффициент пластовой нефти, определяется по формуле Пересчет запасов – это уточнение запасов углеводородов. Запасы пересчитывают в тех случаях, когда оценка месторождения за время, истекшее после предыдущего утверждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и эксплуатационных работ. Достоверностью запасов называют максимальное приближение величины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обработки фактического материала и правильного выбора метода оценки.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
33
5 . РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Системы разработки много пластов ы хм ест о рожден и й
Под разработкой нефтяного или газового месторождения понимается управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи
- определенной системы размещения установленного числа скважин на площади,
- порядка и темпа ввода их в эксплуатацию- поддержания намеченного режима их работы- регулирования баланса пластовой энергии.
Совокупность этих условий определяет собой систему разработки месторождения или залежи. Рациональная система разработки–это такая система, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим, однако, заданные темпы добычи нефти или газа, высокую конечную нефтеотдачу или газоотдачу, при возможно минимальных капитальных вложениях и себестоимости нефти. На первом этапе, когда бурение скважин велось на сравнительно небольшие глубины, нефтяные месторождения разрабатывались по системе сверху вниз. По этой системе, в первую очередь, в разработку вводится верхний продуктивный пласта затем нижезалегающие пласты. При этой системе разведка и вовлечение всех пластов месторождения в разработку растягивались на многие годы. Такой медленный темп ввода в разработку месторождений не позволяет быстро наращивать добычу нефти на данной площади. Система разработки сверху вниз в настоящее время практически не применяется. При системе снизу вверх разработку многопластового месторождения начинают с нижнего, так называемого опорного или базисного пласта (объекта глубина залегания которого должна быть доступной для массового бурения эксплуатационных скважин при совре-
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
34 менном уровне развития техники. Этот пласт должен быть высокопродуктивным со значительной достаточно хорошо разведанной площадью, те. быть вполне подготовленным к разработке (рис. 5.1). Вышележащие нефтеносные пласты по значимости разделяются на
- нефтеносные пласты объекты самостоятельной разработки- нефтеносные пласты объекты возврата (малодебит- ные пласты, разработка которых осуществляется возвратом скважин после истощения нижележащих пластов или их обводнения.
Преимуществапо сравнению с системой разработки сверху вниз
- при разбуривании опорного пласта эксплуатационные скважины прорезают все вышележащие нефтеносные пласты,
- имеется возможность полного их изучения путем отбора кернов и при помощи геофизических методов,
- одновременно осуществляется подготовка к разработке всех вышележащих пластов сильно сокращается число разведочных скважин на месторождении,
- эксплуатационные скважины, пробуренные до опорного горизонта и не давшие нефть, могут быть возвращены на вышележащие пласты- возможность одновременной эксплуатации всех объектов самостоятельной разработки, благодаря чему значительно ускоряются темпы освоения нефтяных месторождений. Составной частью проектирования и осуществления рациональной разработки нефтяных месторождений является выделение эксплуатационных объектов.
Геолого-промысловые условия выделения объектов
1. Эксплуатационный объект должен содержать достаточные запасы нефти для рентабельного ее извлечения при самостоятельной сетке скважин. Рис. 5.1. Схема разработки
многопластового месторождения по системе снизу вверх
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
35 2. Эксплуатационным объектом может являться один мощный или несколько более мелких нефтяных пластов, отделенных на значительной территории от выше- и нижележащих отложений пачкой непроницаемых пород.
3. Эксплуатационный объект должен обладать надлежащей эффективной мощностью, величина которой определяется экономической рентабельностью.
4. В один эксплуатационный объект следует соединять пласты,
характеризующиеся одними тем же литологическим составом и примерно одинаковой величиной проницаемости и пористости.
5. В один объект надо включать пласты, содержащие нефть с идентичными или близкими физико-химическими свойствами и примерно одинаковыми площадями нефтенасыщения.
6. Нефтеносные пласты, объединяемые в один объект, должны характеризоваться близкими значениями приведенного пластового давления. В большинстве случаев высокопродуктивные пласты одногои того же месторождения эксплуатируются скважинами, расположенными по самостоятельным сеткам, бурение которых может производиться как одновременно, таки последовательно. При такой системе обеспечивается быстрый рост добычи нефти или газа по месторождению. Однако в этом случае затрачивается большое количество металла труби средств, так как площадь месторождения разбуривается скважинами, расположенными не по одной сетке, а по нескольким. Иногда на месторождениях или отдельных их участках осуществляют одновременную разработку нескольких объектов скважинами, расположенными по одной сетке. Скважины оснащаются специальным оборудованием, обеспечивающим извлечение нефти или газа из каждого пласта на поверхность по самостоятельным каналам например, нефть из одного пласта извлекается по трубам, а из другого – по межтрубному пространству. Проектом разработки нефтяной залежи определяется
- наиболее рациональная система разработки- способ поддержания давления- различные мероприятия, способствующие наиболее эффективному достижению заданного уровня добычи нефти при возможно высоком коэффициенте нефтеотдачи.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
36
5 . 2 . Системы разработки отдельных bbз а л ежей нефти. Сетка скважин. При разработке залежей с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод) скважины размещают равномерной сплошной сеткой (квадратной или треугольной) по всей площади залежи, те. по углам квадратов или равносторонних треугольников, на которые разбивается вся площадь. Расстояние между скважинами выбирают в зависимости от геолого-техниче- ских условий и экономических соображений. На нефтяных залежах с напорными режимами (с перемещающимися контурами нефтеносности) скважины располагают рядами, параллельными перемещающимся контурам
- при газонапорном режиме – параллельно контуру газоносности- при водонапорном – контуру водоносности.
Расстояние между рядами скважин для каждой конкретной залежи может быть постоянным или изменяться отряда кряду. Расстояние между скважинами в ряду также может быть одинаковым для всех рядов или различным для каждого ряда. Эти расстояния устанавливают при составлении проекта разработки залежи. От принятой сетки размещения скважин на разрабатываемой площади и их числа при прочих равных условиях зависят темп отбора нефти из залежи и срок ее разработки. На каждой площади можно разместить любое число скважин в зависимости от принимаемого расстояния между ними. Однако при частой сетке, те. при небольшом расстоянии между скважинами, область дренирования отдельной скважины может накладываться на области дренирования соседних скважин. Это нерационально, так как на площади бурят излишние скважины. Излишне разреженная сетка размещения скважин также может оказаться нерациональной, так как область дренирования каждой скважины ограничена, ив периферийных зонах этих областей будут оставаться целики с большими запасами нефти, текущая добыча и конечная нефтеотдача залежи будут низкими.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
37 Поэтому выбор схемы размещения скважин и определение их числа на площади – основная задача разработки нефтяных месторождений, которая решается комплексно с учетом геологических, технических и экономических факторов. Раньше, до появления науки о разработке нефтяных месторождений расстояния между скважинами выбирались без каких-либо обоснований и составляли для неглубоко залегающих пластов 75–100 м, для более глубоких 150–200 м при треугольной сетке. Другими словами, на одну скважину приходилось от 0,4 дога площади пласта. В настоящее время оптимальное расстояние между скважинами определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении месторождения вязкости нефти, содержании газа, режиме дренирования залежи. Плотность сетки скважин на площади обычно принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину. Пример Так, при геометрической сетке с расстоянием между скважинами 100 м плотность будет равна 1 га, при расположении скважин рядами и расстояниями между ними 500 м, а между скважинами в рядах 300 м плотность будет равна 15 га.
2. Темп и порядок разбуривания.По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают
- сплошную- замедленную системы разработки.
При сплошной системе разбуривание залежи эксплуатационными скважинами производится в сравнительно короткие сроки – до одного года, при замедленной системе – в течение нескольких лет. По порядку разбуривания залежи различают
- сгущающуюся- ползущую систему.
При сгущающейся системе залежь вначале разбуривается разреженной сеткой скважин, равномерно расположенных по всей площади. Последующие скважины закладываются в промежутках между первыми скважинами. Такое уплотнение может производиться 2–3 раза, вплоть до конечной принятой степени уплотнения. Для пластов со значительной степенью неоднородности это позволяет выявлять все особенности пласта и принимать затем правильное решение о рациональных сетках скважин на различных участках площади.
1 2 3 4 5 6 7 8
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
38 При ползущей системе разработки разбуривание залежи начинают в какой-либо ее части с заданной степенью уплотнения, затем производят бурение новых групп или рядов скважин в определенном направлении до полного разбуривания всей площади. На залежах нефти с напорными режимами применяют ползущую систему разработки. При водонапорном режиме сначала бурят первый ряд скважин вдоль внешнего контура нефтеносности, затем следующие ряды вверх по восстанию пласта. При газонапорном режиме в первую очередь бурят скважины первого ряда от контура газоносности, а затем следующие ряды вниз по падению пласта.
3. Темп отбора нефти.Темп отбора нефти, определяемый суммарной добычей нефти из пластов за определенный промежуток времени (сутки, месяц, год. При заданном числе скважин, пробуренных на каждый конкретный пласт, средние их дебиты, а следовательно и текущая добыча, могут быть самыми различными и зависеть от установленного режима эксплуатации скважин. В свою очередь, режимы эксплуатации каждой скважины и всего месторождения в целом непостоянны навесь период жизни месторождения и могут изменяться во времени в зависимости от изменения гео- лого-технических условий и энергетических факторов этого месторождения. Естественные условия, определяющие запас пластовой энергии в залежи, не всегда могут обеспечить высокие темпы отбора нефти даже при большой нефтеотдаче в связи с быстрым снижением пластового давления. Для улучшения условий разработки залежи, как правило, создают искусственный напорный режим, что достигается закачкой в пласт воды или газа для поддержания пластового давления на высоком уровне. Из сказанного следует, что система разработки каждой нефтяной залежи может быть самой различной как по сетке размещения скважин, порядку и темпу разбуривания площади, таки по темпам отбора нефти. Кроме того, нефтяную залежь можно разрабатывать с применением методов искусственного воздействия на залежь или без применения этих методов. Сами методы искусственного воздействия также могут быть различными как по виду рабочего агента, таки по схеме размещения нагнетательных скважин. Если учесть, что в природе встречаются самые разнообразные залежи нефти по размерами мощности, глубине залегания, геолого-фи- зическим свойствам нефтесодержащих породи характеристике нефти,
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
39 содержанию в пласте газа и воды, то станет ясно, что общего рецепта для выбора рациональной системы разработки нефтяных залежей дать нельзя. К каждой залежи должен быть применен сугубо индивидуальный подход, чтобы разработка была наиболее рациональной и эффективной при соблюдении правил по охране недр.
5 . 2 . Контроль и регулирование разработки bbн е ф т я ной залежи biЦель регулирования процесса разработки нефтяной залежи – обеспечение равномерного перемещения водонефтяного или газоне- фтяного контакта от контуров водоносности и газоносности. Под равномерным перемещением контуров подразумевается последовательное перемещение их от изогипсы (отметки кровли или подошвы пласта) к изогипсе с уменьшением нефтенасыщенности в зоне замещения нефти водой или газом. Идеальное перемещение водонефтяного контакта возможно лишь в пласте геометрически правильной формы и однородном по физическим свойствам. В большинстве случаев эти условия не выдерживаются, и перемещение контуров нефтеносности и водоносности происходит неравномерно. Для устранения неравномерного продвижения воды применяют следующие меры
- ограничивают отборы жидкости из обводняющихся скважин и скважин, близко расположенных к контуру водоносности
- изолируют нижние обводнявшиеся части или пропластки залежи- в случае закачки воды в пласт ограничивают объем закачиваемого агента через скважины, наиболее близко расположенные к обвод- няющемуся участку с одновременным увеличением объема закачиваемой воды в зонах, где продвижение контурных вод замедленно. Пласты с газовой шапкой следует разрабатывать так, чтобы газ не прорывался к отдельным эксплуатационным скважинам, а равномерно оттеснял нефть вниз по падению пласта. В таких пластах купольная часть не разбуривается эксплуатационными скважинами первый
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
40 ряд этих скважин размещают на некотором отдалении от газонефтяного контакта. Разработку пластов с газонапорным режимом регулируют изменением отбираемого объема нефти из скважин, близко расположенных к купольной части. Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регулирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за режимом эксплуатации каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитом нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пластового давления по всей залежи в целом и по отдельным ее зонам. Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в промежуточной водонефтяной зоне залежи предназначены контрольные, или наблюдательные скважины. Обычно для этих целей используют обвод- нившиеся нефтяные скважины или ранее пробуренные разведочные. Для постоянного прослеживания за изменением пластового давления в законтурных и приконтурных частях залежи предназначены пьезометрические скважины. По столбу воды в этих скважинах определяют пластовое давление в законтурных и приконтурных зонах. Данные динамического пластового давления наносят на карту расположения забоев скважин и затем соединяют линиями точки с равными давлениями (рис. 5.2). Такая методика построения карт изобар пригодна для пологозалегающих пластов. Для пластов с крутыми углами падения составляют карты приведенных изобар поданным приведенных пластовых давлений, под которыми понимаются давления, приведенные к уровню моря или к плоскости первоначального водонефтяного контакта. При правильной разработке залежи изобары будут представлять собой замкнутые концентрические линии, совпадающие с изогипсами и располагающиеся параллельно фронту питания залежи контурной водой или газом газовой шапки. Рис. 5.2. Карта изобар
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»