Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 6 )

3)комплекс газогидродинамических исследований для определения фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов, толщин продуктивных пластов, положения ВНК, ГВК и ГНК.

В скважинах при разных режимах работы проводится раздельное испытание нефте-, газо - и водонасыщенных пластов с целью установления характера их насыщения, положения ВНК, ГВК, ГНК, полной газоконденсатной характеристики, статических уровней, пластовых и забойных давлений и пластовых температур. При литологической изменчивости и большой толщине продуктивного пласта испытание производится по интервалам с различной геофизической характеристикой.

Для получения эксплуатационной характеристики продуктивного пласта каждой залежи, имеющей промышленное значение, необходимо проводить поинтервальное испытание на приток отдельных продуктивных пластов залежи, находящихся в различных частях оцениваемой площади. Для определения максимально возможных дебитов в единичных скважинах испытание ведется по всей толщине продуктивного пласта.

Наряду с указанными исследованиями в скважинах осуществляется отбор пластовых глубинных проб нефти (не менее двух в скважине), при этом необходимо определять пластовые давление и температуру.

При проведении испытаний необходимо осуществлять согласованный в установленном порядке с местными органами комплекс мероприятий по охране окружающей среды, а также утилизацию полученных продуктов.

При появлении воды в скважинах, находящихся в контуре нефтегазоносной площади, необходимо определить место притока воды и установить причины ее поступления. В разведочных скважинах с притоками подземных вод по данным опробования устанавливаются дебиты воды, температура, давление и другие показатели. Затем выделяются водоносные горизонты с промышленными концентрациями полезных компонентов. Согласно «Требованиям к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных ископаемых и компонентов» компоненты должны определяться в каждой пробе, если их содержание превышает определенное значение (йод – 10 мг/л, бром – 200 мг/л, оксид бора – 250 мг/л, магний – 100 мг/л, калий – 1 г/л, литий – 10 мг/л, рубидий –  3 мг/л, стронций – 300 мг/л, германий – 0,05 мг/л.

По результатам опробования определяется целесообразность специальных разведочных работ в завершающей стадии разведки месторождения для оценки запасов подземных вод. Гидродинамическая характеристика и химический состав подземных вод сопоставляются по всем месторождениям района. На основании этого сопоставления устанавливаются направления изменения напоров и химического состава подземных вод водоносных горизонтов.

КОМПЛЕКС ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОБ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА И ПОДЗЕМНЫХ ВОД.

При исследовании глубинных проб нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования, определяются фракционный и групповой состав, содержание (масса, %) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы и металлов, давление насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, объем, плотность и вязкость в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости.

При исследовании глубинных проб газа (свободного и растворенного в нефти) определяются плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (мольная доля, %) метана, этана, пропана, бутанов, гелия, сероводорода, углекислого газа, азота. Состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании проб нефти до стандартных условий.

При исследовании глубинных проб конденсата определяются фракционный и групповой состав, содержание парафина, серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации.

При изучении состава нефти и газа необходимо определить наличие и содержание компонентов, вредно воздействующих на оборудование и усложняющих добычу, транспортировку и переработку нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических примесей и т. д.).

При анализе проб подземных вод определяются химический состав, состав растворенного газа, содержание полезных компонентов, коэффициент упругости воды, газосодержание полезных компонентов, газосодержание и т. п.

КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ.

Разработка нефтяных и газовых месторождений представляет собой комплекс работ по извлечению нефти (газа, конденсата) из недр на поверхность, предусмотренных соответствующими проектными и другими документами.

В процессе разработки осуществляется управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к забоям скважин путем выбора систем размещения скважин, установления их числа, порядка ввода в эксплуатацию, режима работы и регулирования баланса пластовой энергии. В процессе разработки осуществляется более глубокое изучение залежей на каждой стадии по более плотным сеткам добывающих скважин, пробуренных первоначально в соответствии с технологической схемой разработки нефтяного месторождения или проектом опытно-промышленных работ газового месторождения, а затем в соответствии с проектами разработки этих месторождений. На основе такого изучения уточняются запасы залежей, планируются мероприятия по совершенствованию их разработки.

Комплекс работ на месторождениях, находящихся в разработке, включает в себя:

1)детальное и комплексное изучение керна с целью уточнения литолого-минералогического состава и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивного пласта и покрышек;

2)комплекс ГИС, который определяется из конкретных геолого-геофизических условий;

3)гидродинамические исследования, уточняющие коллекторские свойства пород, положение ВНК, ГНК, ГВК.

В процессе разработки также ведутся наблюдения за изменением пластового давления в залежах нефти и газа, текущих и годовых отборов нефти, газа и воды, накопленной добычи, газового фактора и других показателей разработки.

По данным бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин уточняются геологическое строение залежей, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивных пластов, качественный и количественный состав нефти, газа, конденсата и основные особенности залежей, от которых зависят условия их разработки, с целью перевода запасов месторождения в более высокие категории.

Исследования гидродинамической связи (изменения пластового давления) нефтегазосодержащих пластов по площади и разрезу проводятся в соответствии с требованиями «Инструкции по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин».

Объем и качество исследований обеспечивают возможность подсчета запасов нефти и газа не только объемным методом, но и методами, основанными на принципе материального баланса.

При извлечении в процессе добычи нефти и газа попутно значительных количеств подземных вод изучение и подсчет запасов заключенных в них полезных компонентов производится с учетом требований «Инструкции по применению Классификации эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов подземных вод».

ХАРАКТЕРИСТИКА ПОЛНОЙ ИЗУЧЕННОСТИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА

Для каждого месторождения (залежи) по данным бурения, геологических, геофизических, гидрогеологических и лабораторных исследований, испытания и исследования скважин, а также по данным разработки устанавливаются:

1) литолого-стратиграфический разрез продуктивных и вмещающих отложений;

2) тип, форма и размеры залежи; положение нефтегазонасыщенных пластов в разрезе, места слияния пластов и пропластков, их замещения и выклинивания; положение ВНК, ГНК и ГВК;

3) толщина продуктивных пластов и пропластков в пределах выделенных зон: общая, эффективная, нефтегазонасыщенная;

4) тип коллектора; литолого-минералогический и гранулометрический состав; степень окатанности и отсортированности зерен, их упаковка; состав цемента;

5) коллекторские и другие свойства продуктивного пласта: пустотность (пористость, трещиноватость, кавернозность), абсолютная проницаемость, глинистость, карбонатность, плотность пород, их сжимаемость и т. п.;

6) наряду с перечисленными в п.2, 3, 5 параметрами неоднородности продуктивных пластов рассчитываются статистические показатели неоднородности в границах эксплуатационного объекта: объемы выборок, интервалы изменения, средние квадратические отклонения, коэффициенты вариации значений общей и нефтегазонасыщенной толщин, пустотности, абсолютной проницаемости, песчанистости разреза, расчлененности пластов, энтропии расчлененности;

7) нефтегазонасыщенность начальная и остаточная;

8) характеристика пород-покрышек: вещественный состав, пустотность, проницаемость и т. д.;

9) состав и физико-химические свойства нефти, газа, конденсата:

пластовой нефти: давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадка, сжимаемость;

нефти, дегазированной способом дифференциального разгазирования до стандартных условий: плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температура начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином; процентное содержание нефти парафином, асфальтенов, силикагелевых смол, серы; фракционный и компонентный состав;

газа: компонентный состав; плотность по воздуху и абсолютная сжимаемость;

конденсата: усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата; компонентный и углеводородный состав, содержание серы, парафина, смол;

10) основные особенности залежи, от которых зависят условия ее разработки: пластовые давление и температура; дебиты нефти, газа и конденсата; режим работы, продуктивность скважин; фазовые проницаемости, гидропроводность, смачиваемость (гидрофильность и гидрофобность) пород; коэффициент вытеснения;

11) гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия.

Для залежей с повышенной вязкостью нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки с применением теплофизических и термохимических методов, должны быть определены средние значения коэффициента теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и жидкости (раздельно).

В Классификации запасов и ресурсов каждая категория тесно увязана с соответствующими этапом и стадией геологоразведочного процесса или разработки залежей (табл. 2).