Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
Оценка характера насыщения рп гр он водонасыщен. Дополнительными методами ГИС для определения характера насыщения являются опробование коллекторов приборами на кабеле (ГДК и ОПК) и повторные измерения стационарными (НК) и импульсными (ИННК) нейтронными методами.Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности Коэффициент нефтегазонасыщенности (Кн, Кг) определяется по коэффициенту увеличения электрического сопротивления пластов Рн=1/(1-Кн)п, где n - показатель, значение которого определяется смачиваемостью и глинистостью пород. Коэффициент увеличения сопротивления Рн определяется отношением удельного сопротивления продуктивного коллектора рп к удельному сопротивлению за его контуром рвп в скважинах, пробуренных на водной ПЖ. Основной метод каротажа, применяемый для оценки нефтегазонасыщенности коллекторов с гранулярной (межзернистой) пористостью, - метод сопротивлений (БКЗ, ИК, БК). Результаты интерпретации материалов ГИС оформляются в виде планшетов. Кн и Кг определяются по материалам ИК и диэлектрического каротажа (ДК) при заполнении скважины токонепроводящей ПЖ. В отдельных скважинах Кн и Кг находят по данным НК и ИННК. В коллекторах со сложной структурой порового пространства коэффициенты Кн и Кг могут определяться с использованием петрофизической зависимости между коэффициентами насыщенности и пористости (в случае, если по данным ГИС эти параметры не определяются). При наличии на месторождении скважин, пробуренных на безводной ПЖ, устанавливается зависимость между остаточной водой по керну и геофизическими характеристиками, которая может быть использована для определения Кн и Кг при условии оценки потерь воды в процессе отбора и анализа керна. Значения коэффициентов Кн и Кг, установленные по материалам ГИС, должны быть обоснованы результатами измерения Кво и Кно на образцах керна, отобранных на безводной и водной ПЖ, и по данным капилляриметрических исследований. Для предельно нефтенасыщенных коллекторов Кн=1-Кво; для газонасыщенных Кг=1-Кво-Кно или 1-Кво. Для газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 100г/м3 при определении Кно должна быть учтена доля конденсата, выпавшего в пустотном пространстве при подъеме керна на дневную поверхность. ВСКРЫТИЕ, ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ Г.А. Габриэлянц. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 2000. Пермяков И.Г., Хайрединов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтегазопромысловая геология и геофизика. Учебное пособие для вузов. М., Недра, 1986. 269 с. Опробование и исследование скважин проводят с целью извлечения пластовых жидкостей и газов из потенциально продуктивных пластов для определения характера насыщения и продуктивных свойств пласта. Различают следующие виды геолого-разведочных работ. Опробование возможно продуктивного (по данным ГИС) пласта (объекта) - комплекс работ по получению качественной характеристики насыщения вскрытого скважиной разреза в процессе бурения. Для решения данной задачи используют опробователи пластов на трубах и на кабеле. Испытание возможно продуктивного (по данным ГИС) пласта (объекта) - комплекс работ в скважине с целью получения количественных характеристик притока пластовых флюидов в скважине. Интенсификация притоков углеводородов в скважинах - комплекс работ, направленный на получение промышленных притоков или увеличение притоков нефти и газа. Важнейшее условие получения достоверных результатов испытания и опробования - качественное вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения. Общими требованиями к промывочной жидкости, используемой при вскрытии продуктивных горизонтов, являются: минимальная водоотдача, обеспечивающая наименьшее загрязнение коллектора фильтратом; минимально допустимая плотность, обеспечивающая наименьшее для каждого конкретного случая превышение давления над пластовым; минимальное содержание твердой дисперсной фазы, в первую очередь утяжелителя, и наиболее трудно удаляемых из пластов компонентов глинистого раствора; отсутствие взаимодействия с разбуриваемыми породами. Технология вскрытия перспективных интервалов геологического разреза на поисковом этапе работ должна быть направлена на обеспечение оптимальных условий проведения скважинных геофизических исследований, предусмотренных геолого-техническим нарядом, и на получение представительного материала, что является необходимым условием обоснованного выделения потенциально продуктивных объектов, намеченных для проведения гидродинамических исследований с помощью пластоиспытателей (ИП) и опробователей пластов на кабель-канате (ОПК) в процессе бурения. Технология вскрытия бурением потенциально продуктивных интервалов геологического разреза на разведочном этапе работ должна способствовать созданию необходимых условий для получения наиболее полной и достоверной геофизической информации и одновременно с этим обеспечивать максимальное сохранение фильтрационных характеристик пластов в прискважинной зоне, что необходимо для успешного проведения работ по испытанию скважин в открытом стволе с выполнением полного комплекса гидродинамических исследований выделенных объектов. Основными показателями соответствия выбранной технологии вскрытия геологофизическим свойствам пород-коллекторов и физико-химическим особенностям насыщающих их пластовых флюидов являются отсутствие осложнений в стволе скважины при разбуривании соответствующих интервалов разреза и минимальная степень воздействия процессов бурения и сопутствующих ему вспомогательных операций на гидродинамические параметры и продуктивность пластов. Опробование пластов в процессе бурения Под опробованием пласта понимают комплекс работ, проводимых для получения притока из пласта, отбора проб пластовых флюидов, установления характера насыщенности и продуктивных характеристик пласта. В этом комплексе большое значение имеют работы по опробованию, проводимые еще до спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования. На практике применяют опробователи пластов на кабеле (ОПК) и испытатели пластов на бурильных трубах (ИПТ). Для оценки характера насыщения пластов и решения целого ряда других задач используют опробователи пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле. Измерение пластового давления при ГДК в различных пластах и прослоях многопластового месторождения можно использовать для установления гидродинамической сообщаемости различных частей залежи. Проведение последовательных замеров через 0,2-0,4 м позволяет построить профиль проницаемости изучаемого разреза и установить эффективные мощности с детальностью, не достигаемой другими методами. Основные узлы опробователя пластов на кабеле (ОПК) - резиновый башмак, прижимное устройство и баллон для пластовой жидкости. Управление работой опробователя осуществляют по кабелю, на котором его спускают в скважину. После спуска ОПК в скважину и установки в точке опробования на заданной глубине башмак с помощью прижимного устройства прижимается к стенке скважины, изолируя ее участок от ствола скважины. Этот участок затем соединяется через канал с баллоном. Под действием перепада давления между пластовым в породе и атмосферным в баллоне жидкость и газ из пласта устремляются в баллон. По завершении отбора пробы баллон перекрывают, прижимное устройство освобождает башмак, и прибор с пробой поднимают на поверхность. После подъема прибора измеряют давление в баллоне, затем извлекают пробу и исследуют ее. При исследовании проб замеряют: объемы газа, нефти и воды; компонентный состав углеводородных газов; плотность, вязкость и удельное электрическое сопротивление жидкости; водоотдачу контрольной пробы промывочной жидкости, взятой в скважине на глубине точки опробования, и удельное сопротивление фильтрата; проводят также люминесцентные исследования проб жидкости, а при необходимости химический анализ проб воды и анализ неуглеводородных газов. ОПК обладают малой глубиной исследования, определяемой размерами зоны дренажа, из которой отбирается жидкость (около 40 см). Поэтому в коллекторах исследуют практически зону проникновения фильтрата промывочной жидкости. Известно, однако, что в зоне проникновения продуктивных пород содержится не менее 20-30 % от объема пустотного пространства остаточной нефти и не менее 10-20% газа. Действие больших депрессий в зоне дренажа приводит к тому, что, во-первых, часть остаточной нефти становится подвижной, извлекается из пор и попадает в баллон. Во-вторых, происходит глубокая, почти полная дегазация жидкости в порах, в том числе остаточной нефти. Поэтому при опробовании продуктивных пластов с помощью ОПК, наряду с фильтратом, всегда отбираются газ и небольшое количество нефти. ОПК неприменимы в рыхлых породах, разрушающихся при приложении депрессий, и в кавернозно-трещинных участках ствола ввиду невозможности обеспечить надежную герметизацию участка отбора. Такие объекты опробуют испытателями на трубах при установке пакера в вышележащих плотных породах. С помощью ОПК и ГДК газо-, нефте- и водонасыщенные интервалы выделяются по количеству и составу отбираемых газов и жидкостей в пробах ОПК и по изменению профиля проницаемости по ГДК при переходе из газоносной части пласта в нефтеносную. Последнее объясняется тем, что при ГДК измеряют не абсолютную, а эффективную проницаемость, которая при прочих равных условиях (пористости и абсолютной проницаемости) зависит от свойств флюидов, насыщающих поры. Высокая расчленяющая способность данных методов по вертикали (0,2-0,4 м) обеспечивает достаточно детальное определение положения контактов даже при малой мощности газо- и нефтенасыщенных интервалов или пластов в целом. Материалы ОПК и ГДК можно использовать для установления граничных значений пористости и проницаемости. Опробователи пластов на каротажном кабеле предназначены для отбора пластового флюида в основном из пластов с гранулярным типом пористости, выяснения характера, их насыщения, определения эффективных мощностей, отбивки границ ВНК, ГВК, ГНК. Опробование пластов в процессе бурения трубными испытателями (ИПТ) проводят для выявления нефтегазоносности пластов, отбора и исследования пластовых флюидов с установлением их физико-химических свойств, определения гидродинамических параметров объектов испытания, определения границ ВНК, ГВК, ГНК и др. План проведения работ по опробованию скважин в процессе бурения с помощью ИПТ должен содержать следующие основные сведения: необходимый и достаточный комплекс геофизических исследований до и после проведения работ с испытателем пластов; интервал и скорости проработки ствола скважины перед испытанием; интервал ствола скважины, подлежащий испытанию; тип испытательного инструмента и его компоновка; обвязка устья при испытании; технологические параметры проведения испытания и др. По результатам опробования пласта составляют акт по установленной форме, отражающий результаты проведенных работ. Испытатель пластов на трубах представляет сборку инструментов, спускаемых в скважину на бурильных трубах. Работы проводятся при участии буровой бригады. Процесс испытаний заключается в следующем. Отрезок ствола скважины против опробуемого интервала изолируется с помощью пакера от остальной части скважины. Затем подпакерное пространство скважины соединяется с полостью бурильных труб, в которой давление столба жидкости снижено по сравнению с пластовым. За счет перепада давления осуществляется приток жидкости из опробуемого интервала. Через заданный промежуток времени (время притока) подпакерное пространство снова изолируется от полости бурильных труб на время восстановления давления. После этого освобождают пакер и поднимают инструмент. При подъеме отбирают пробы жидкости из бурильных труб и определяют объем притока по количеству пустых и заполненных труб. Пробы в дальнейшем подвергают физико-химическому анализу. В процессе испытаний регистрируется диаграмма изменения давления в подпакерном пространстве с помощью самопишущих манометров, установленных в испытателе. По данным испытателей пластов получают усредненную характеристику насыщенности и основных гидродинамических параметров пласта: пластового давления, фактической и потенциальной (естественной) продуктивности, коэффициента призабойной закупорки, отражающего фактическое состояние призабойной зоны пласта. Испытатели пластов на бурильных трубах и опробователи на каротажном кабеле должны сочетаться в комплексе работ по испытанию скважин в процессе бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий и поставленных задач. ОПК эффективны для детальных опробований с целью отбивки ВНК и ГНК, оценки эффективной мощности пласта и изучения относительных изменений проницаемости по мощности коллектора. Они характеризуются высокой оперативностью и экономичностью. Поэтому их используют для экспресс-оценки характера насыщенности пластов: до спуска испытателя пластов на трубах для выяснения целесообразности применения более дорогого метода опробования; после проведения работ с испытателями на трубах - для детальных исследований испытанного интервала. Испытание скважин в эксплуатационной колонне Испытание скважин в эксплуатационной колонне проводится согласно проектам на строительство скважин и планам их испытания, в которых должен быть указан объем работ по испытанию пластов с учетом назначения скважины и характеристики вскрытого разреза. План по испытанию составляется нефтеразведочной организацией и утверждается главным геологом. На основании плана по испытанию нефтеразведочной экспедицией составляется комплексный план работ с указанием методов и сроков испытания (в зависимости от глубины, количества объектов, техники и технологии) и ответственных исполнителей по каждому виду работ, утвержденный руководством этой экспедиции. Дополнительные работы (например, дополнительные геофизические исследования, эффективные для решения геологических задач, или работы по интенсификации притока - гидроразрыв, кислотная обработка призабойной зоны и др.), необходимость в проведении которых может возникнуть в процессе испытания, должны быть внесены в комплексный план работ. Проектом работ на строительство скважины определяются допустимые пределы нагрузок, натяжек и снижения уровня жидкости для обсадной колонны с учетом условий испытания. Испытывать объекты при отсутствии цемента за колонной против намеченных к испытанию интервалов запрещается. Продуктивные пласты, перекрываемые промежуточной колонной, необходимо испытывать в процессе бурения до спуска эксплуатационной колонны. Для сбора или сжигания нефти оборудуют нефтяные емкости или нефтяной амбар на расстоянии не менее 150 м от устья. При продувке или работе скважин выпускаемый газ должен сжигаться на факеле. В целях предупреждения открытого газонефтяного фонтана на буровой должен быть запас глинистого раствора соответствующего качества в количестве не менее двух объемов скважин. Независимо от способа возбуждения притока испытания объектов производятся снизу вверх. При значительной литологической изменчивости и большой мощности продуктивного пласта испытание производится по интервалам с учетом различий их промысловогеофизической характеристики и типов пород-коллекторов; наряду с этим при испытании в колонне пообъектно должны быть изучены подошвенные и краевые пластовые воды, определены их гидродинамические особенности, а также уточнены положения газоводяных, газонефтяных и водонефтяных контактов. При получении воды из нефтегазосодержащих пластов в скважинах, находящихся в контуре нефтегазоносной площади, необходимо провести работы по определению места притока воды и выяснить причины проникновения ее в скважину. Метод вскрытия объекта в колонне с помощью перфорации в каждом отдельном случае выбирается исходя из конструкции скважины в интервале испытания, пластовой температуры, типа пород-коллекторов с учетом применяемых методов испытания и исследования, а также возможности возврата на вышележащие пласты. Плотность вскрытия объектов испытания перфорацией для каждого района устанавливается опытным путем, исходя из необходимости обеспечения соответствующей пропускной способности фильтра, максимальной производительности пласта, и обосновывается техническим проектом. Перфорация скважин. Перфорацией называют создание каналов (отверстий) в колонне и цементном кольце против продуктивного пласта, предназначенных для сообщения пласта со скважиной. Кроме добывающих скважин перфорацию проводят: в нагнетательных скважинах для вскрытия заводняемых пластов; в скважинах с открытым забоем - для повышения проницаемости призабойной зоны уплотненных коллекторов; для повторного вскрытия пластов после капитального ремонта скважины; для прострела обсадных труб в случае необходимости их дополнительного цементирования и для других целей. Обычно отверстия создаются путем прострела колонны и цементного кольца при помощи аппаратов, называемых стреляющими перфораторами. Перфораторы спускают в скважину на кабеле, используемом для управления прострелом. Применяются кумулятивные, пулевые и снарядные перфораторы. В а, 5 б  Рис. 4.7.1. Кумулятивный заряд (а) и схема его действия на преграду при взрыве (б): 1 - заряд взрывчатого вещества; 2 - детонатор; 3 - металлическая воронка; 4 - защитная оболочка; 5 - манжета; I - заряд до взрыва; II-V- различные стадии взрыва кумулятивном перфораторе используются кумулятивные заряды взрывчатого вещества. Кумулятивный заряд представляет собой прессованную шашку взрывчатого вещества, в основании которой имеется коническая (кумулятивная) выемка (рис. 4.7.1, а). В выемку вставлена металлическая воронка. В противоположной от выемки стороне установлен детонатор - небольшой заряд высокочувствительного взрывчатого вещества, способный возбудить взрыв всего заряда. Взрыв кумулятивного заряда характеризуется следующей особенностью (см. рис. 4.7.1). В момент взрыва продукты взрыва сжимают воронку, и в металле возникают очень большие давления, при которых он начинает течь, как жидкость. Образующаяся тонкая струя жидкого металла с большой скоростью выбрасывается вдоль оси выемки, пробивая преграду перед собой на значительную глубину. Кумулятивный перфоратор представляет собой сборку из нескольких кумулятивных зарядов и средств их взрывания - взрывного патрона с электрозапалом и отрезка детонирующего шнура, служащего для передачи детонации от взрывного патрона к зарядам. Кумулятивные перфораторы подразделяются на корпусные и бескорпусные. В корпусном перфораторе заряды монтируются в герметичном кожухе - толстостенной стальной трубе, в которой по спирали расположены отверстия. При снаряжении перфоратора сборку из зарядов с детонирующим шнуром вставляют в кожух так, чтобы кумулятивные выемки зарядов находились против отверстий в корпусе. После снаряжения перфораторов отверстия в корпусе герметизируются. Корпусные перфораторы рассчитаны на многократное использование и применяются, когда необходимо исключить возможность повреждения обсадной колонны и засорения забоя осколками, а также в случае высоких температур и давлений. В бескорпусном перфораторе сборку из кумулятивных зарядов, снабженных прочными индивидуальными оболочками, устанавливают на стальной ленте, каркасе и т. п. При выстреле каркас частично разрушается. Бескорпусные перфораторы применяются в случае вскрытия пластов под колонной НКТ, а также, когда наблюдается искривление, смятие, узкие проходные сечения в колонне труб. Пулевой перфоратор действует по принципу огнестрельного оружия. В его корпусе имеется ряд стволов с камерами. В камеру закладывают прессованный пороховой заряд с электровоспламенителем, а в ствол - пулю. При выстреле воспламеняется пороховой заряд. Образующиеся газы создают в камере высокое давление, под действием которого пуля вылетает из ствола с большой скоростью, пробивает колонну, цементное кольцо и входит в породу, образуя канал. По последовательности выстреливания пуль перфораторы подразделяются на залповые и селективные. По расположению стволов различают пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикально-криволинейными стволами. Перфораторы с горизонтальными стволами применяют для вскрытия слабосцементированных коллекторов через одну колонну труб при отсутствии каверн, заполненных цементом. Перфораторы с вертикальнокриволинейными стволами применяют для вскрытия малопроницаемых коллекторов через одну-две колонны труб, а также в случае сильнозагрязненной призабойной зоны. Снарядные перфораторы выстреливают разрывные пули, которые пробивают обсадную трубу и цементное кольцо. Углубившись в породу, они взрываются и образуют в ней каверны и трещины. Снарядные перфораторы имеют горизонтальное расположение стволов и залповое действие. Они применяются для вскрытия малопроницаемых коллекторов средней крепости, когда требуется увеличить проницаемость прискважинной зоны пласта. Торпедирование скважин. Торпедированием называют взрыв в скважине, который осуществляют для освобождения прихваченных трубных колонн, разрушения металлических предметов в скважине, очистки фильтров в нефтяных и водозаборных скважинах от загрязнений, воздействия на прискважинную зону с целью повышения ее проницаемости. Подготовленный для взрыва в скважине заряд взрывчатого вещества, называемый торпедой, оснащают средствами взрывания: электрозапалом, капсюлем-детонатором и шашкой взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации. Торпеду спускают в скважину на кабеле, используемом также для производства взрыва. По характеру действия различают торпеды направленного действия (кумулятивные осевые и труборезы кольцевые) и общего действия (фугасные). При срезе труб торпедированием предварительно устанавливают верхнюю границу прихвата — место, до которого с дневной поверхности по трубам можно передать усилие натяжения или вращения. Для этого применяют прихватоопределители (ПО). Измерительным элементом ПО является катушка со стальным сердечником, с помощью которой вначале наносят на трубы магнитные метки, пропуская по катушке постоянный ток при остановке прибора в отдельных точках в районе предполагаемого прихвата на некоторое время. Затем регистрируют тем же прибором контрольную кривую, по которой определяют местоположение магнитных меток. Далее к трубам прикладывают усилие натяжения или вращения, после чего регистрируют повторную кривую. Под влиянием механической нагрузки магнитные метки стираются выше места прихвата, а в интервале прихвата сохраняются. В скважинах также применяют взрывы пороховых зарядов для термогазохимического воздействия на пласты и скважинные тампонирующие снаряды для установки цементных мостов. Возбуждение притока из объекта испытания производится при опущенных в скважину трубках, герметизированном устье и смонтированных выкидных и продавочных линиях. Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине до ниже пластового и создается депрессия на пласт, которая позволяет пластовой жидкости попасть в ствол скважины и по насосно-компрессорным трубам подниматься на поверхность. Если пластовое давление выше гидростатического, то запуск скважины осуществляется простой заменой тяжелого глинистого раствора в скважине на воду, если скважина не стала работать, то воду меняют на нефть. Если пластовое давление ниже гидростатического, но пласт проницаем и прискважинная зона не загрязнена, для снижения давления в скважине, для запуска скважины используют аэрирование жидкости или свабирование. Интенсификация притоков. В низкопроницаемых пластах или проницаемых пластах при сильно загрязненной призабойной зоне с целью активизации и очистки от загрязнения проводят интенсификацию пластов. Среди методов интенсификации различают методы химического, гидромеханического и комбинированного воздействия на пласт. Химические методы воздействия на пласт применяют в основном для очистки пласта от загрязнения. Наиболее широко используют солянокислотные обработки пласта. Обычно применяют соляную кислоту 8-15%-ной концентрации. При большей концентрации соляная кислота вступает в реакцию с металлическим оборудованием и может его разрушить. Соляная кислота при контакте с породой вступает в химическую реакцию с карбонатными включениями. Получаемые в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний растворимы в воде и легко удаляются из призабойной зоны. В связи с этим соляную кислоту целесообразно применять при обработке карбонатных пород, использование соляной кислоты для обработки терригенных пород менее эффективно. Для обработки призабойных зон в терригенном разрезе используют фтороводородистую (плавиковую) кислоту, которая применяется в смеси с соляной кислотой (3% НГ и 12% НС1). Она способна растворять как естественные глины, так и глинистые частицы, попавшие в пласт из бурового раствора. Из других кислот для обработки призабойной зоны пласта используют уксусную кислоту, которая замедляет взаимодействие соляной кислоты с породой, растворяя её. Аналогично соляной кислоте действует на породу сульфаминовая кислота. Объем раствора для обработки пласта определяется его мощностью и загрязненностью. Г идромеханические методы воздействия на пласт. Из методов гидромеханического воздействия наиболее широко применяется метод гидроразрыва пласта. При гидроразрыве фильтрационные свойства призабойной части пласта улучшаются за счет образования глубоких трещин. Для закрепления образовавшихся в пласте трещин используют песок, который должен быть достаточно прочным и не разрушаться под действием горного давления. Чем крупнее размеры песчинок, тем выше проницаемость искусственно создаваемых трещин. Жидкость, используемая для гидроразрыва, должна удовлетворять следующим условиям: не снижать проницаемость пласта при взаимодействии с пластовыми жидкостями и породами; обеспечивать перенос закачиваемого песка в трещины; легко выноситься из скважины после создания депрессии, не создавать высоких гидравлических сопротивлений в скважине. Применяемые в гидроразрыве жидкости могут создаваться на водной или на нефтяной основе. Каждая обработка производится по индивидуальному плану, составленному в соответствии с действующими инструкциями и методическими руководствами (указаниями) по применению выбранного метода с учетом местных условий. Пластовое давление и пластовая температура в нефтяных скважинах определяются путем прямого измерения с помощью портативных глубинных манометров и термометров. В случае применения пластоиспытателей допускается определение пластового давления путем экстраполяции кривых восстановления давления. Измерения пластовых и статических давлений в газовых скважинах, снятие кривых нарастания давления и зависимостей дебит - давление должны производиться высокоточными приборами. По каждой из залежей, имеющих промышленное значение, по отдельным скважинам, расположенных на различных гипсометрических отметках и в различных частях оцениваемой площади, должно быть осуществлено исследование с целью получения исходных данных для составления технологических схем и проектов разработки. В случае одновременного вскрытия в обсаженной скважине нескольких пластов - коллекторов исследование методом установившихся отборов должно производиться с применением глубинных дебитомеров с целью определения продуктивности каждого пропластка в отдельности, а в случае одновременного притока нефти с водой - с применением глубинных влагомеров. При испытании и исследовании отдельных объектов в скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной, должен быть произведен отбор глубинных проб нефти и воды, а также отбор газа и конденсата методом промышленных отборов газа при исследованиях на газоконденсатность. Количество отбираемых глубинных проб нефти и воды должно быть не менее трех, причем отбор считается качественным, если их характеристики не менее чем по двум пробам окажутся идентичными. Испытание и исследование очередного вышезалегающего объекта осуществляются после проведения работ по изоляции предыдущего. После установки цементного моста испытывается его герметичность путем снижения гидростатического давления столба промывочной жидкости на величину, большую заданной депрессии при испытании следующего объекта, а также проверяется его прочность путем передачи на мост нагрузки бурильными или насосно-компрессорными трубами со специально оборудованным низом. Отбор проб пластовых флюидов производится после того, как скважина заполнится пластовой жидкостью, однородной по составу по всему стволу. Пробы отбирают глубинными пробоотборниками в интервале перфорации или несколько выше ее (но не более чем на 10-15 м). Количество отбираемой на анализ пластовой воды зависит от ее минерализации. Для полного анализа слабоминерализованной воды достаточно 2-3 л, для определения К, Вг, J, Ва, Sr и других элементов необходимо 20 л воды. Сероводородсодержащие воды необходимо консервировать хлороформом. При отборе вод желонкой на месте отбора определяют рН и содержание летучих и быстрорастворимых компонентов (Н, S, NO и др.), а также радиоактивность. Количество отобранного растворенного газа должно быть не менее 1 л. Свойства нефти в пластовых условиях определяются по пробам, отобранным глубинным пробоотборником. Для элементарного анализа и фракционной перегонки в лабораторных условиях необходимо отбирать пробу объемом не менее 3 л. Для технического анализа пробу массой около 50 кг берут после установления дебитов нефти и промышленной ценности горизонта. По отобранным пробам пластовой жидкости, газа и конденсата должны быть определены: для нефти - фракционный и групповой состав, содержание селикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, а также вязкость и плотность (вязкость и плотность определяются как в поверхностных условиях, при температуре 20°С и давлении в 0,1 МПа, так и в пластовых), давление насыщения, газосодержание, изменение объема и вязкости нефти при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициенты упругости; при отборе глубинных проб - забойные давления и температура, газовый фактор; для газа, растворенного в нефти, и свободного газа - плотность по воздуху, теплота сгорания, химический состав (содержание в объемных процентах метана, этана, пропана, бутана, пентанов, гексанов и более тяжелых углеводородов, а также гелия, сероводорода, углекислоты, азота и др.), давление начала конденсации пластового газа при пластовой температуре; для конденсата - потенциальное содержание, фракционный состав, групповой состав, содержание серы, а также плотность и вязкость при температуре 20°С и давлении 0,1 МПа, конденсатогазовый фактор (выход конденсата) в граммах на 1 м отсепарированного газа при различных режимах сепарации, давление максимальной конденсации; для пластовой воды - полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов: йода, брома, бора, лития и др.; количество и состав растворенного в воде газа, его упругость, температура и электрическое сопротивление. Исследование скважин после получения промышленного притока проводят двумя основными методами: методом установившихся отборов; методом прослеживанием уровня. Метод установившихся отборов состоит в том, что в процессе исследования скважины несколько раз изменяют режим работы. При каждом режиме измеряют установившееся забойное давление и соответствующий ему дебит флюида (режим считается установившимся, если два замера забойного давления и дебита отличаются не более чем на 10%). Метод установившихся отборов хорошо применяют при исследовании фонтанных нефтяных, переливающих водяных и газовых скважин. По результатам исследований строятся графики зависимости дебита от депрессии на пласт (рис. 4.7.2). Эти графики называют индикаторными диаграммами. По форме линии индикаторных диаграмм могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми. Форма индикаторной кривой определяется режимом дренирования пласта, режимом фильтрации, величиной сопротивления, возникающего в пласте при движении жидкости, и другими факторами. Прямая индикаторная линия (кривая 1) отмечается только при установившейся линейной фильтрации жидкости в пласте. Искривление линейной индикаторной кривой при увеличении депрессии на пласт (кривая 4) может происходить вследствие нарушения линейного закона фильтрации - в результате разгазирования нефти резко возрастают гидравлические сопротивления. Выпуклая индикаторная кривая указывает на зависимость проницаемости пласта от давления, что может быть обусловлено смыканием проводящих трещин при увеличении депрессии на пласт. Вогнутая по отношению к оси дебитов индикаторная кривая (кривая 3) может свидетельствовать о том, что по мере роста депрессии на пласт в работу подключаются дополнительные пропластки, не участвующие в фильтрации при небольших перепадах давлений. Кроме того, такого рода диаграммы могут быть получены в результате измерений неустановившихся забойных давлений или дебитов.  Рис. 4.7.2. Виды индикаторных диаграмм: 4 - для напорных режимов; 2 - для ненапорных режимов; 3 - для неустановившихся забойных давлений и дебитов Метод прослеживания уровня или давления (предложен В.П. Яковлевым) заключается в том, что путем отбора или подлива жидкости понижают или повышают уровень жидкости в скважине, изменяя таким образом давление на забое. Затем наблюдают за изменением уровня и фиксируют его перемещение за соответствующие промежутки времени. Таким методом исследуют непереливающие нефтяные и водяные скважины. Обработка результатов исследований позволяет определить ряд параметров (проницаемость, гидропроводность и др.). Одной из разновидностей исследования скважин при неустановившихся режимах является гидропрослушивание. Гидропрослушивание - наблюдение за изменением статического уровня или давления в скважине, происходящее вследствие изменения отбора жидкости в соседних скважинах того же или соседнего плана. Скважины, в которых изменяют режим работы, называют возмущающими, а скважины, в которых наблюдают эти возмущения, - реагирующими. Метод прослушивания позволяет определить гидродинамическую связь изучаемых интервалов, а в комплексе с другими методами оценить неоднородность пласта, выявить литологические экраны. ИССЛЕДОВАНИЯ ОТОБРАННЫХ ПРОБ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА И ВОДЫ Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР. В процессе исследования отобранных проб нефти, газа и конденсата должны быть определены: для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального раз- газирования, - фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях - компонентный состав, содержание (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследовать специальные пробы; для газа (свободного и растворенного в нефти) - плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процентах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводорода, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий; для конденсата (стабильного) - фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации. При оценке промышленного значения содержащихся в нефти, газе и конденсате компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов) должны соблюдаться "Требования к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых и компонентов" (ГКЗ СССР, 1982). При изучении состава нефти и газа необходимо определять наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических примесей и др.). Отбор устьевых проб нефти, газа и воды производится при всех нефтегазоводопроявлениях и при опробовании ИПТ не менее 2-х проб из каждого объекта. Отбор сепараторных проб нефти, газа и конденсата производится не менее 2-х проб при каждом исследовании. Отбор глубинных проб нефти и воды с замером давлений по стволу и пластовых давлений и температур производится не менее 2-х проб из каждого объекта испытания в колонне. Лабораторные исследования проб воды. Изучение подземных вод ставится в первую очередь с целью выяснения гидрохимической обстановки, нахождения и сохранения залежей нефти, а также для целей прогноза нефтеносности. В этом отношении изучение подземных вод является обязательным элементом комплекса научно-исследовательских работ в опорном бурении. При получении из скважин притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и краевых подземных вод, содержание в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция, германия и др., а также состав растворенного в воде газа, дебиты воды, температура, давление, коэффициент упругости вод, газосодержание и другие показатели для обоснования проведения специальных геолого-разведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд. Особенности химического состава подземных вод галогенных толщ могут быть показательными в отношении содержания в этих толщах отдельных имеющих промышленное значение элементов, в частности калия. В отдельных случаях вскрываемые скважинами пресные подземные воды могут представлять интерес для водоснабжения населенных пунктов. Даже сильно минерализованные подземные воды могут быть иногда использованы для технических целей, и в первую очередь для глубокого бурения, например для изготовления глинистого раствора. Подземные воды даже при относительно незначительном их притоке могут заметно влиять на физические свойства глинистого раствора, а потому заслуживают внимания и с этой точки зрения. Результаты изучения подземных вод, вскрытых скважиной, будучи использованы в совокупности с прочими данными по гидрогеологии определенного района или даже целой обширной области, имеют большое значение для понимания закономерностей распределения различного типа подземных вод, что в свою очередь важно в нефтепоисковых целях. Изучение подземных вод должно проводиться в тесной связи с изучением литологических особенностей разреза, с определениями пористости и проницаемости пород и увязываться с данными электрокаротажа. Анализы солевого состава подземных вод и связанных с ними растворенных и свободных газов должны представляться одновременно. По каждому испытанному горизонту исследуются две пробы воды: первая, отобранная после установления постоянства ее химизма, и вторая - после дополнительного отбора жидкости. Лабораторному изучению подвергаются отобранные на месте бурения пробы пластовых вод, полученные при испытании скважины или отобранные во время бурения (при переливании или фонтанировании водой). При выполнении анализов, которые производятся в соответствии с общепринятыми указаниями руководств по аналитической химии и гидрохимии, делают следующие определения. А. Полевые: 1. Описание физических свойств воды: цвет, прозрачность, характер осадка или мути, запах. При наличии запаха H2S последний определяется на месте отбора пробы и затем в стационарной лаборатории. Примечание. Пробу следует брать после откачки из скважины трех объемов технической воды, после чего не менее трех раз проверяется постоянство состава С1 и уд. веса воды. Б. Лабораторные: 1. Уд. вес воды. рН - концентрация водородных ионов. Жесткость (общая, постоянная и временная). Полный химический анализ с определением микрокомпонентов CI, SO4', HCO', СОз", Са", Mg'', К', Na", Вг', I', NH4, Fe''', Fe", H2S, SiO2, NO2, N03, нафтеновые кислоты, окисляемость, радиоактивность. Спектральный анализ сухого остатка, полученного путем выпаривания воды. Методом люминесцентно-битуминологического анализа определяется качественный состав содержащихся в воде органических веществ. Результаты химического анализа даются в ионной форме (за исключением полуторных окислов, кремнезема и нафтеновых кислот) в весовых количествах; для слабоминерализованных вод с сухим остатком до 5 г/л - в мг на 100 г и для всех остальных вод в г на 100 г. Весовые качества пересчитываются в миллиграмм-эквивалентную и процент-эквива- лентную формы и эти данные также приводятся в результатах анализов. Общая минерализация воды исчисляется суммированием весовых количеств всех компонентов и также включается в результаты анализа. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ КАТЕГОРИИ С И С2 Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР. На новых месторождениях нефти и газа, а также выявленных залежах уже известных месторождений по данным поискового и оценочно-разведочного бурения, проводится изучение геологического строения площади, дается оценка продуктивного разреза и предварительная оценка объема залежей, определяются основные природные факторы, влияющие на выбор методики дальнейших разведочных работ. По данным поискового и оценочно-разведочного бурения подсчитываются запасы нефти, газа и конденсата по категориям C1 и С2 и дается геолого-экономическая оценка месторождений (залежей) для определения целесообразности их разведки и подготовки к разработке. Запасы категории C1 могут быть выделены на новой площади по данным бурения и испытания одной скважины при условии получения в ней промышленного притока нефти или газа (открытие месторождения). В этом случае параметры подсчета запасов определяются по данным геофизических исследований скважин, изучения керна или принимаются по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Границы участка подсчета запасов проводятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений. Запасы категории C1 выделяются на разведанных месторождениях (залежах) в границах, проведенных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обосновывающим гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода, а для неисследованной части залежи - в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренному технологической схемой или проектом разработки. Запасы категории С2 выделяются на неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений, степень изученности которых отвечает соответствующим требованиям ''Классификации''; к ним относятся также запасы отдельных неопробованных куполов многокупольных месторождений, если доказана их полная аналогия с изученными частями данного месторождения по геологическому строению и коллекторским свойствам пластов-коллекторов. Границы запасов проводятся по контурам выявленных залежей на планах, составленных на основе структурных карт. Масштабы планов (1:5000-1:50000) зависят от размера и сложности геологического строения залежи. Подсчет запасов проводится раздельно по залежам с выделением запасов нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной зон и в целом по месторождению объемным методом. Подсчет запасов нефти производится с использованием объемного коэффициента и плотности нефти, определяемых по результатам дифференциального разгазирования глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти до стандартных условий. Подсчет запасов растворенного в нефти газа проводится по его содержанию в нефти в пластовых условиях, которое определяется по результатам дифференциального разгазирова- ния глубинных проб нефти до стандартных условий. Подсчет извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, для месторождений с водонапорным режимом проводится по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с другими режимами - по балансовым запасам нефти с учетом степени ее дегазации при разработке. Принадлежность забалансовых запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов к различным категориям определяется так же, как и для балансовых запасов. При подсчете забалансовых запасов должны быть указаны причины отнесения их к этой группе (экономические, технологические и др.). Запасы и перспективные ресурсы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в соответствии с требованиями ''Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов'' и ''Требований к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых и компонентов'' (ГК3 СССР, 1982). Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти, конденсата, серы, металлов, этана, пропана, бутанов подсчитываются и оцениваются в тысячах тонн. Запасы месторождений и перспективные ресурсы горючих газов подсчитываются и оцениваются в миллионах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров. |