Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)

• Название: 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
• Анкор: Основа промысловой геологии
• Дата: 26.08.2020
• Размер: 1.55 Mb.
• Имя файла: opg.docx
• Тип: Документы; #136093
• страница: 5 из 10

Литологический состав породы определяют внешним осмотром ее, причем записывают следующие данные.

1. Для глин ‑ их цвет, слоистость, песчанистость, плотность, вязкость, жирность, карбонатность и т. д.

2. Для песков и песчаников ‑ их зернистость, однородность, окатанность, состав зерен, отсутствие или наличие цемента и его характеристику, примесь зерен других пород, глинистость, карбонатность и т. д. Макроскопически зернистость песков определяют визуально и растиранием породы между пальцами. При растирании тонкозернистых пород отдельные зерна не чувствуются. При растирании мелкозернистого песка ощущаются отдельные зерна, но глазом они четко не различаются. В крупнозернистом песке отдельные зерна отчетливо наблюдаются невооруженным глазом.

3. Для карбонатных пород ‑ наличие известняков, доломитов, мергелей; содержание их определяют на глаз и по реакции с разбавленной соляной кислотой, от воздействия которой порода «шипит» вследствие выделения углекислого газа. Известняк при этой реакции обычно бурно «вскипает», а доломит лишь слабо «кипит» в порошке.

При переслаивании пород указывают характер прослоев, их мощность, особенно мощность песчаных прослоев при изучении продуктивных горизонтов.

Стратиграфическую характеристику породы устанавливают по наличию руководящей фауны или характерным внешним признакам, присущим тому или иному стратиграфическому горизонту данного месторождения. Если указанные признаки отсутствуют, то пользуются результатами определения микрофауны в лаборатории.

Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов ‑ основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды

Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется с целью: 1)изучения геологических разрезов скважин; 2) исследования технического состояния скважин; 3) контроля за изменением характера нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.

Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Теория геофизических методов и выявленные петрофизические зависимости позволяют проводить интерпретацию результатов исследований. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород ‑ нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

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.

Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения гидродинамических параметров 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. Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: 1. Изучение восстановления пластового давления, 2. Метод установившихся отборов жидкости из скважин, 3. Определение взаимодействия (интерференции) 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.

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.
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.

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/.

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

Проведение производственного эксперимента в процессе разработки залежи. При этом источником необходимой информации служит сам эксплуатационный объект.
20. Начальное пластовое давление. Понятие об абсолютном и приведенном пластовом давлении. (стр. 29)

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление, которое называется начальным (статическим) пластовым давлением.

Начальное (статическое) пластовое давление ‑ это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод, т е единым генезисом напора.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:

• 
  область питания ‑ зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;
  
• 
  область стока ‑ основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;
  
• 
  область разгрузки ‑ части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.
  

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные (рис. 37), различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора. Соответственно залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

В зависимостиот степени соответствия начального пластового давленияглубинезалеганияпластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

• 
  залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому давлению;
  
• 
  з
  алежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического.
  

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида - залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным.

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем.

Величину давления, соответствующую пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Р_пл.а); величину давления, соответствующую пьезометрическому напору, ‑ приведенным пластовым давлением (Р_пл.пр). зная расстояние z и плотность жидкости в скважине , при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):

Р_пл.пр = Р_пл.а + z /с = (h₁ + z) /с.
21. Несовершенство скважин, конструкция забоя несовершенных скважин. Формула расчета дебита скважины.

Формула Дюпюи в своем первоначальном виде Q=(2П*K_пр*h_эф*Δр)/(μ*ln(R_к/r_c) справедлива для плоскопараллельной фильтрации жидкости по всей вскрытой толщине пласта, т.е. для так называемой гидродинамически совершенной скважины. На практике за совершенную принимают скважину с открытым забоем, который вскрыл пласт на полную мощность.

Выделяют два вида гидродинамически несовершенных скважин:

1. Несовершенная по степени вскрытия – это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на полную толщину, в которой фильтрационные потоки от кровли до забоя параллельны, а ниже уровня забоя искривляются (Рис.6.1б), в результате чего возникают дополнительные гидравлические сопротивления.

2. Несовершенная по характеру вскрытия – это скважина, вскрывшая пласт на всю толщину, но сообщается с пластом через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне (Рис.6.1в). Часто встречаются скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия (Рис.6.1г).



Д
ебит гидродинамически несовершенной скважины по В.И. Шурову учитывается введением в формулу дополнительного сопротивления в виде коэффициента [С]. При этом формула дебита записывается иначе:

С1–поправочный коэффициент, учитывающий дополнительное сопротивление в несовершенной скважине по качеству вскрытия пласта; С2 – поправочный коэффициент, учитывающий степень вскрытия пласта. Для нахождения коэффициента С1 поступают следующим образом. Определяется число отверстий на 1 пог.м. фильтра скважины: n=N/h0, где N – общее число отверстий; h0 – общая толщина пласта. Находится параметр [nD], где D – диаметр скважины по долоту.

Далее определяется параметр l=l^//D, где l^/- глубина проникновения пуль в пласт, см. (обычно принимается величина, равная 4 см). Наконец, находится параметр α=d^//D, где d^/- диаметр пуль или отверстия, см. (обычно принимается величина, равная 1,1 см.). По параметру l выбирается группа кривых для определения коэффициента С1, а по α номер кривой.

Коэффициент С2 учитывается иначе. Вначале определяется параметр δ – отношение вскрытой мощности пласта к общей его толщине: δ=(Н/h₀)*100%, где Н – перфорированная толщина, м. Затем определяется параметр a=h₀/D. График определения коэффициента С2 представляет собой два семейства кривых, левый масштаб относится к семейству кривых от δ=0 до δ=40%, а

правый – от δ=40% до δ=100%.

Однако коэффициент [С] на практике иногда трудно определить, потому что не всегда известно число перфорационных отверстий в скважине, их диаметр и глубина. Поэтому вместо несовершенной скважины может быть принята равнозначная ей по дебиту гидродинамически совершенная скважина с меньшим радиусом. Радиус такой фиктивной скважины называется приведенным. Дебит такой скважины:




, где r_пр=r*e^-c, c=c₁+c₂


22. Основные положения, учитываемые при детальной корреляции разрезов скважин. (стр. 24)

Основой детальной корреляции является выявление и учет последовательности напластования пород. Разрезы, сложенные осадочными образованиями, представляют собой чередование прослоев разного возраста и различного литолого-фациального состава.

При согласном залегании пород последовательность их напластования не нарушена, т.е. каждый вышележащий прослой отлагается непосредственно на нижележащем.

При несогласном залегании пород последовательность напластования нарушена в результате перерывов в осадконакоплении, размывов, дизъюнктивных нарушений с нарушением сплошности пластов. Несогласное залегание проявляется в существенном различии углов наклона вышележащих и подстилающих слоев, выпадении из разреза отдельных прослоев, пластов, пачек или их частей.

Расположения границ между одновозрастными прослоями. Внутри интервалов разреза с согласным залеганием слоев при незначительном изменении толщин коррелируемых интервалов в разрезах скважин границы между разновозрастными прослоями примерно параллельны друг другу.

Если общая толщина продуктивного горизонта в целом меняется мало и в его пределах нет несогласий в залегании пород, границы составляющих его пластов и прослоев практически параллельны кровле и подошве продуктивного горизонта.-

Преимущественная параллельность синхроничных границ свойственна большинству продуктивных горизонтов.

Если толщина всех прослоев интервала (и в целом продуктивного горизонта) с согласным залеганием пород закономерно изменяется в определенном направлении, то границы между ними имеют веерообразный характер.

Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, слагающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, которые могут полностью или частично замещаться на коротких расстояниях алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами.

В карбонатных разрезах границы между прослоями (пластами) зачастую становятся нечеткими вследствие вторичных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна.

При детальной корреляции важное значение имеет выделение в разрезе реперов и реперных границ. Репером называется достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше ‑ и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС.

Детальной корреляции способствует учет ритмичности осадкообразования, приводящей к последовательной смене пород разного литологического состава. Ритмичность связана с колебательными движениями дна седиментационного бассейна ‑ наступлением (трансгрессией) и отступлением (регрессией) береговой линии. Соответственно выделяются трансгрессивный и регрессивный циклы осадконакопления. Трансгрессивный цикл характеризуется увеличением грубозернистости пород вверху по разрезу, а регрессивный ‑ уменьшением.
23. Остаточная вода и коэффициент водонасыщенности. (стр. 11)

При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Коэффициентом водонасыщенности К_вколлектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких.

Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.