ГОСЫ МОЙ ГОРзс_10_НА ПЕЧАТЬ ШПОРЫ

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 Р_пл < Р_пл , 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: Qн_ш=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.