Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

Для изучения технического состояния скважин  применяются: инклинометрия — определение углов и азимутов искривления скважин; кавернометрия — установление изменений диаметра скважин; цементометрия — определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами: выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.

 

Контроль  за изменением характера насыщения  пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического — в необсаженных.

 

В последние  годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.

 

Гидродинамические методы исследования скважин применяются  для определения физических свойств  и продуктивности пластов-коллекторов  на основе выявления характера связи  дебитов скважин с давлением  в пластах. Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Кроме того, эта группа методов позволяет выявлять в пластах гидродинамические (литологические) экраны, устанавливать степень связи залежи нефти и газа с законтурной областью и с учетом этого определять природный режим залежи.

 

Применяют три основных метода гидродинамических  исследований скважин и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин.

 

Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки.

 

Важно подчеркнуть, что для изучения каждого  из свойств залежи можно применить  несколько методов получения  информации. Например, коллекторские  свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами — соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных.

 

Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися  в процессе ее эксплуатации, необходимые  исследования должны проводиться периодически.

 

По  каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения  информации, в котором могут преобладать  те или иные методы. Надежность получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно различны. Очевидно, что более надежна информация по большому количеству точек.

1.5.СРЕДСТВА  ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

 

В эмпирические средства нефтегазопромысловой геологии входят в первую очередь скважины, а затем различные инструменты, приборы и лабораторные установки. Среди этих средств следует назвать  колонковые долота для отбора керна, боковые сверлящие и стреляющие грунтоносы, пластовые пробоотборники и опробователи пластов, различные геофизические зонды, инклинометры, глубинные манометры, дебитометры и расходомеры, лабораторные установки для определения геолого-геофизических свойств пород и физико-химических свойств флюидов.

 

Наблюдения, проводимые по скважинам в процессе эксплуатации залежей, являются важным и обильным источником информации о  структуре залежи, эффективности  системы разработки, позволяющим  обосновывать мероприятия по ее совершенствованию.

 

Материальное  моделирование. Средства для получения  косвенной информации — специально создаваемые в лабораторных условиях искусственные модели пластов и  протекающих в них процессов. Например, модель пласта в виде металлической  трубы, заполненной песком, насыщенным нефтью, широко применяется для изучения процессов сжигания нефти методом создания внутрипластового очага горения. Она позволяет измерять и регулировать параметры процесса, изучать условия его устойчивости, устанавливать конечные результаты, которые затем с соблюдением требований теории подобия могут быть перенесены на реальные пласты.

 

Другой  вид моделей — натуральная  модель в виде хорошо изученной залежи или ее участка с протекающими в ней процессами или явлениями.

 

Метод натурального моделирования широко применяется, например при внедрении новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Прежде чем внедрить тот или иной метод в промышленных масштабах, его применяют на небольшом опытном участке залежи, где проверяется эффективность метода и отрабатывается технология. Опытный участок выбирается таким образом, чтобы промыслово-геологическая характеристика пласта в пределах участка была типичной в целом для залежи. В этом случае часть нефтегазоносного пласта в пределах участка выступает как натурная модель, являясь природным аналогом объектов, на которых предполагается применение испытываемого метода.

 

Проведение  производственного эксперимента в  процессе разработки залежи. При этом источником необходимой информации служит сам эксплуатируемый объект. Так, на Ромашкинском месторождении проводились промысловые эксперименты по ускорению создания сплошного фронта заводнения на линии нагнетания воды; на Бавлинском месторождении осуществлен эксперимент по разрежению сетки добывающих скважин в 2 раза по сравнению с запроектированной плотностью с целью изучения влияния плотности сетки на величины текущих отборов и конечной нефтеотдачи.

1.6.МЕТОДЫ  КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА И ОБОБЩЕНИЯ  ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

 

Обобщение информации может происходить как  на эмпирическом, так и на теоретическом уровне. Как уже отмечалось, теоретические методы нефтегазопромысловой геологии в значительной мере используют теоретические положения смежных геологических и технических наук, таких как тектоника, стратиграфия, петрография, геохимия, подземная гидромеханика, физика пласта и другие, а также экономика. Вместе с тем недостаточное развитие теоретических методов вызывает широкое использование эмпирических зависимостей. Основным методом обобщения эмпирического материала в нефтегазопромысловой геологии служит метод моделирования.

 

Реальное  геологическое пространство, содержащее бесконечное множество точек, является непрерывным. На практике же геологическое  пространство представляется конечным множеством точек, т.е. является дискретным, неполноопределенным,

 

Неполноопределенное дискретное пространство используется для построения непрерывного геологического пространства, в котором значения представляющих интерес признаков  каким-либо способом (путем интерполяции, экстраполяции, корреляции и т.п.) определены для каждой точки. Такое пространство будет полноопределенным. Переход от неполноопределенного пространства к полноопределенному есть процедура моделирования реального геологического пространства.

 

Следовательно, полученная модель является всего лишь представлением исследователя о реальном геологическом пространстве, составленным по ограниченному числу точек наблюдения.

 

Процедура моделирования реального геологического пространства является основной частью промыслово-геологического моделирования  залежей, отражающего все их особенности, влияющие на разработку.

 

Различают два вида промыслово-геологических  моделей залежей. Это статические  и динамические модели.

 

Статическая   модель отражает все   промыслово-геологические  свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.

 

Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются  данными о свойствах в пластовых  условиях нефти, газа, воды, о термобарических  условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др.

 

Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи.

 

Динамическая  модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются: текущие внешние границы залежи; соответственно границы "промытого" водой или другими агентами объема залежи (при системах разработки с искусственным воздействием на пласты); границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования; фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период; состояние фонда скважин; текущие термобарические условия во всех частях залежи; изменения коллекторских свойств пород.

 

При статическом моделировании большое  место занимает графическое (образно-знаковое) моделирование, называемое геометризацией залежи. В область графического моделирования входит моделирование формы и внутреннего строения залежи. Форма залежи наиболее полно отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии — положение литологических и дизъюнктивных границ залежи.

 

Внутреннее  строение залежи отражают путем составления  детальных корреляционных схем, детальных  геологических разрезов (профилей) различных карт в изолиниях или условных обозначениях.

 

При динамическом моделировании также  широко используют графическое моделирование  — построение карт поверхностей нефти  и внедрившейся в залежь воды, графиков и карт разработки, карт изобар и др.

 

При статическом и динамическом моделировании  широко применяют математические методы — используют линейную интерполяцию, математические функции различной  сложности — полиномы различных  степеней, случайные функции, сплайн-функции  и др. Применяют методы теории вероятностей и математической статистики — теории распределений, корреляционно-регрессионного анализа и др.

 

2. ЗАЛЕЖИ  УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ

2.1.КОЛЛЕКТОРЫ  НЕФТИ И ГАЗА

 

Коллекторами  нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке.

 

Соответственно  емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается  из объема пор, трещин и каверн.

 

Vпуст.=Vпор.+Vтрещ.+Vкаверн.

 

По  времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.

 

Первичная пустотность присуща всем без  исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.

 

На (рис.1 ) показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.

 

 

По  величине их диаметра поры подразделяются: на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Таблица

 

Название 

диаметр 

движение  жидкости

 

Сверхкапиллярные 

>0.5 мм 

подчиняется законам гидростатики происходит под  воздействие силы тяжести

 

Капиллярные 

0.5-0.0002 мм 

не  подчиняется законам гидростатики. Для перемещения жидкости требуются  усилия, значительно превышающие  силу тяжести.

 

Субкапиллярные 

<0,0002 мм 

жидкость  практически не перемещается

 

2.1.1. Пористость и строение порового  пространства

 

Пористость обычно выражают в долях или процентах от объема породы:

 

 

 

Выделяют  полную, которую часто называют общей  или абсолютной, открытую, эффективную  и динамическую пористость.

 

Полная  пористость учитывает весь объем  пустот в породе, открытая объем  пор связанных между собой, эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью и динамическая учитывает тот объем нефти который будет перемещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.

 

Поскольку коллекторские свойства породы зависят  не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, метод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.

 

В гранулярных  коллекторах большое влияние  на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты показывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен показанной на (рис. 2.) коэффициент пористости будет составлять » 47.6%. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (рис.3) пористость будет составлять всего 25.9%.