Учебное пособие по Геологии. Учебное пособие для студентов i курса Разработал В. Г. Юхименко Ижевск 2007 Содержание введение
 Скачать 6.88 Mb.
|
|
ГЛАВА 10. ОСНОВЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ 10.1. Режимы залежей нефти и газа На каждом этапе разработки добыча нефти и газа происходит под преимущественным воздействием одного или нескольких источников пластовой энергии. Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт, называется режимом залежи. Названия режимам принято давать по характеру проявления основных источников пластовой энергии в определенный период эксплуатации. В соответствии с этим различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный. При жестководонапорном режиме (рис. 51, а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Рис. 51. Типы режимов нефтяного пласта: а) жестководонапорный; б) газонапорный; в) растворенного газа; г) гравитационный Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается. Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода. На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин. При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8. 129 При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится. При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин. Отличительной особенностью этого режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8. При газонапорном режиме (рис.51, 6) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше снижается давление в ней. В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, т. к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4...0,6. При режиме растворенного газа (рис. 51, в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа, выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти. Гравитационный режим (рис.51,г)имеет место в тех случаях,когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным. При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют. Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы. Более полную информацию о режимах залеж нефти и газа можно получить из 2,6 130 10.2. Классификации запасов углеводородов На различных стадиях поисково-разведочных работ на нефть и газ проводят подсчет ресурсов или запасов углеводородов (УВ). При этом категории запасов углеводородов и методика их расчета в зависимости от степени разведанности территорий и площадей меняется. Начальные геологические потенциальные ресурсы УВ в разрезе и по площади исследуемых регионов подразделяются на две группы: ресурсы и запасы УВ (нефть, газ, газоконденсат). К ресурсам отнесено количество УВ возможно содержащихся в недрах слабо изученных территорий (неразведанных), либо — в неизученных или слабо изученных частях разреза отложений, а к запасам отнесено количество УВ, которое достаточно разведа-но, доказано бурением и содержится, в основном, в открытых залежах и месторождениях. Первая классификация запасов нефти и газа в России была принята в 1928 году. Впоследствии она несколько раз пересматривалась, адаптируясь под накопление новой информации. Последний раз это произошло в 1983 году Ниже приводится характеристика ресурсов и запасов УВ по категориям по классификации, подготовленной государственной комиссией по запасам полезных ископаемых и утвержденной в 1983 г., которая действует поныне. Ресурсы УВ подразделяются на две категории:прогнозные(Д 1 и Д 2 )и перспективные (С 3 ). В категории Д 1 отнесены прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка по категории Д ] производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона. В отличие от категории Д 1 , к категории Д 2 отнесены прогнозные ресурсы УВ, которые оцениваются в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Следовательно, категория Д 2 относится к полностью неизученным территориям (степень изученности минимальная, либо нулевая). В этом случае оценка ресурсов УВ проводится на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими регионами, более изученными, где имеются разведанные месторождения нефти и газа. Перспективные ресурсы,относящиеся к категории С 3 ,подсчитываются на подготовленных к глубокому бурению площадях нефтегазоносного района, либо — в пределах, не вскрытых бурением пластов разведанных местоскоплений, если их продуктив-ность установлена на других площадях района. Параметры для расчета ресурсов УВ принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Эти ресурсы, относящиеся к новым структурам (площадям) или новым пластам, не вскрытым бурением, в дальнейшем используются для планирования поисково-разведочных работ и прироста запасов УВ по более высоким категориям: С 2 и С 1. По прогнозным и перспективным ресурсам рассчитываются извлекаемые ресурсы, т.е. то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность) из прогнозных и перспективных горизонтов при современных условиях технологии добычи УВ. Среди запасов нефти и газа выделяют: предварительно оцененные (категория С 2 ) и разведанные (категории А, В, С 1 ). К категории С 2 относят запасы УВ, которые достаточно обоснованы на основании геолого-геофизических исследований. Они могут находиться либо в неразведанных частях залежи, либо — в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах 131 разведанных месторождений нефти и газа, т.е. запасы категории С 2 заключены в новых горизонтах ранее разведанных площадей. Для подсчета этих запасов используются данные по наиболее изученным частям скоплений УВ. Запасы категории С 2 используются для выявления перспектив нефтегазоносности месторождений и планирования последующих геолого-разведочных работ. Степень разведанности открытых месторождений нефти и газа уменьшается при переходе от категории А к категории В и от категории В к категории С 1 К разведанным запасам по категории С 1 отнесены запасы залежи УВ или ее части, нефтегазоносность которых подтверждена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах и результатов опробования пластов в нескольких скважинах. По степени изученности залежи по категории С 1 можно говорить о достаточно обоснованных параметрах залежи и продуктивных пластов. Указанные параметры могут быть использованы для составления технологической схемы разработки местоскопления нефти или проекта опытно-промышленной разработки местосрождения газа. Более высокая степень изученности продуктивных площадей рассчитывается по категории запасов В. В эту категорию включают запасы залежи УВ(или ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических уровнях. Все параметры залежи УВ изучены в достаточной степени, что позволяет приступить к составлению проекта разработки залежи. Категория запасов А отличается еще большей степенью изученности по сравнению скатегорией В. По категории А запасы залежи или ее части изучены с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров, эффективной нефтенасыщенной мощности (или газонасыщенной), типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефтегазонасыщенности, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки. Запасы, относящиеся к категории А, подсчитываются в соответствии с утвержденным проектом разработки местоскопления нефти и газа. В 2003 г. группой ученых-нефтяников (отв. исполнитель — Габриэлянц Г. А.) подготовлена новая классификация запасов и ресурсов нефти и газа В отличие от классификации 1983 г. в ней учтены помимо степени геологической изученности факторы: экономическая рентабельность и степень промышленного освоения. Новая классификация адаптирована к новым рыночным условиям и сохранила преемственность со старой классификацией. Она приблизилась к международной классификации (SPE и WPC), которой пользуются практически все нефтегазовые государства. В тоже время новая классификация, разработанная российскими учеными, сохранила накопленный в СССР — России огромный опыт подсчета запасов и ресурсов нефти и природного газа. По новой классификации (рис.52) углеводородное сырье подразделяется на: геологические ресурсы и геологические запасы. 132 Углеводородное сырье Геологические запасы Категории запасов по степени промышленного освоения и геологической изученности А В С D достоверные установленные оцененные вероятные Группы запасов по промышленной значимости и экономической эффективности Промышленно значимые Непромышленные запасы запасы Добытые Извлекаемые запасы ресурсы Геологические ресурсы Категории ресурсов по геологической изученности D 1 D 2 D 3 локализованные перспективные прогнозны е Группы ресурсов по экономической эффективности Рентабельные Неопределенно ресурсы рентабельные ресурсы Извлекаемые ресурсы Рис. 52 Структура новой российской классификации геологических запасов ресурсов углеводородов Геологические ресурсы подразделяются на группы ресурсов по экономической эффективности и категории ресурсов по геологической изученности. В группах ресурсов по экономической эффективности выделяют рентабельные (имеющие предварительно или экспертно ожидаемую стоимость запасов) ресурсы и неопределенно рентабельные (имеющие неопределенную ожидаемую стоимость на дату оценки) ресурсы. В категориях ресурсов по геологической изученности выделяют три категории: прогнозные Д 3 , перспективные Д 2 , и локализованные Д 1 К категории Д 3 относятся ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. К категории Д 2 относятся ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. К категории Д 1 относятся ресурсы нефти и газа возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Геологические запасы подразделяются на группы запасов по промышленной значимости и экономической эффективности и категории запасов по степени промышленного освоения и геологической изученности. В группах запасов по промышленной значимости и экономической эффективности выделяют промышленно значимые (запасы месторождений (залежей), вовлечение который в разработку технологически возможно и экономически целесообразно. На промышленно значимых месторождениях на основе технологических расчетов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы) запасы и непромышленные (запасы месторождений(залежей), вовлечение который в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно) запасы. В категориях запасов по степени промышленного освоения и геологической изученности выделяют А (достоверные), В (установленные), С (оцененные) и Д (вероятные). 133 К категории С относятся запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и примыкающие к запасам категорий А и В при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. К категории В относятся запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. К категории В относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации. К категории А относятся запасы - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. 1) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку; 2) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат; 3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН); 4) запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сети эксплуатационных скважин. Если сравнивать предлагаемую классификацию с действующей и международной классификацией (SPE и WPC), то можно сделать следующие выводы. Категория А осталась практически неизменной — к ней отнесены запасы разрабатываемых месторождений. Но теперь в нее включены запасы, ранее выделявшиеся в категорию В. А вот категорию С, разделили между тремя новыми категориями — В, С и D. Но этого было недостаточно, потому что надо было удовлетворить другое требование, которое ставили наши компании, — избавление от двойной бухгалтерии, т.е. избавление от необходимости определять запасы по нашей классификации и по классификации SРЕ, максимально сблизить их. Классификация SРЕ чрезвычайно простая. В ней выделяются доказанные, вероятные и возможные запасы. Далее они делят доказанные на разбуренные и неразбуренные. Но если такая схема достаточна для предпринимателя, то для государства — нет. Государство должно определять стратегию, поэтому оно должно знать структуру и качество фондов, должно знать более детально, как же дифференцируются эти доказанные запасы. Исходя из этого запасы, соответствующие доказанным по классификации SРЕ, мы разделили на три категории: категория А — достоверные, В — установленные и С — оцененные. Четвертая, категория Р— это вероятные запасы, она близко совпадает с вероятными запасами классификации SРЕ .Схематично сравнение показано на рис. 53 134 * ** А - А В > В < С 1 С С 2 D С 3 D 1 D 1П D 2 D 1 D 3 D 2 *** РОР P ro v e d РND РUD Ргоbаblе Роssible ? ? * Временная классификация запасов (2001) ** Проект классификации запасов (2003) *** Классификации запасов SРЕ/WРС/ААРG Рис.53 Сопоставление категорий запасов по геологической изученности и промышленной освоенности При ведении статистического учета категорий А, В, С не рекомендуется складывать с запасами категории D, так как характеризуются разной достоверностью и разной степенью подтверждаемости. При переходе на эту классификацию запасов текущие суммарные запасы и ресурсы не должны меняться, а промышленно доказанных запасов станет меньше. Это связано с тем, что новая классификация более строгая как по определениям, так и по классификационным подходам. Методы подсчета запасов углеводородов По результатам разведочных работ определяют параметры залежей УВ и рассчитывают запасы нефти и газа отдельных залежей и месторождения в целом. На основании геологических, промыслово-геофизических, геохимических, гидродинамических и других видов исследований определяют размеры и тип залежей УВ, мощности продуктивных пластов, коллекторские свойства, состав и свойства нефти и газа и др. показатели. Подсчитывают геологические и извлекаемые запасы залежей нефти и газа. Под геологическими (балансовыми) запасами Q r понимается все количество нефти и газа, находящееся в залежи в пределах контура нефтеносности (ВНК) или газоносности (ГВК). К извлекаемым запасам Q ИЗ относится только то количество УВ, которое можно поднять на поверхность, то есть извлечь из земных недр современными методами добычи. Коэффициент нефтеотдачи (извлечения) Кн характеризует степень извлечения нефти (газа) из недр и является отношением величин извлекаемых запасов к геологическим, К н = Q H3 /Q r (в % или долях единицы). Подсчет запасов нефти и газа выполняется различными методами в зависимости от строения залежей и их параметров, в том числе используются методы: объемный, мате- риального баланса, статистический и др., суть которых заключается в следующем. 135 Объемный метод подсчета запасов подразделяется на несколько вариантов: собственно объемный, объемно-статистический, метод изолиний, объемно-весовой и гектарный методы. Для производства работ по подсчету запасов нефти и газа объемным методом проводится детальная корреляция разрезов скважин, на основании которой выявляется детальное строение залежей и месторождения в целом. Этот метод применим к сводовым залежам, как правило, несложного строения. Суть метода заключается в определении объема ловушки, в которой заключена залежь УВ и определении объема порового пространства залежи, занятого углеводородами в пластовых условиях. При расчете запасов УВ в целом по месторождению суммируются запасы УВ по каждой залежи. Как правило, границы залежей и их параметры характеризуются собственными фактическими данными и существенно отличаются друг от друга. Нередко в одном месторождении встречается несколько залежей, отличающихся литологией продуктивных пластов (терригенные или карбонатные пласты), коллекторскими свойствами (однородные пласты либо с замещением коллекторов глинами), степенью насыщенности УВ ловушки (коэффициент заполнения ловушки: 1,0; 0,5; 0,3; и т.д.), свойствами нефти (легкой газонасыщенной, плотной высоковязкой, легкой, но парафинистой и т.д.) и др. Для примера рассмотрим формулу расчета запасов нефти собственно объемным методом для сводовой залежи простого строения (на ненарушенной структуре): Qr = F h эф m γ в f, где Qr - геологические запасы нефти в тоннах F - площадь нефтеносности, м 2 (по ВНК); h эф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m - открытая пористость, доли единицы; γ - плотность нефти, кг/м 3 ; в - нефтенасыщенность, доли единицы; f - коэффициент усадки, доли единицы (поправка для перевода объема нефти пластовых условий в поверхностные). Q m = Q r К н , где Q m — извлекаемые запасы нефти; К н — коэффициент нефтеотдачи В Законе «О недрах» предусмотрено комплексное использование месторождений полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, с учетом извлечения попутных компонентов (гелий, сера и др.), которые можно добывать с экономической выгодой при значительных содержаниях и объемах этих компонентов в нефтяных и газовых залежах Более полную информацию о ресурсах, запасах нефти, газа и методах подсчета запасов нефти, газа можно получить из 7 136 10.4. Стадии разработки залежи Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями (рис.54): 5 10 15 20 25 Рис. 54. Стадии разработки эксплуатационного объекта I стадия - нарастающая добыча нефти; II стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и его стабилизация; III стадия - падающая добыча нефти; IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти. На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация (II стадия), которая характеризуется выходом на максимальный уровень добычи нефти и удержанием его. Этот период может быть 4-5 лет. При этом принимаются меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения различных геолого- технических мероприятий, как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости бурят резервные скважины. Применяются также меры по увеличению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению бездействующего фонда скважин. Важное место занимает проведение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных скважинах и т.д. III стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами, что и на II стадии. С учетом большей изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого- технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется включению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой разгрузке, обработке скважин оксидатом и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пластовых вод. 137 IV стадия разработки месторождения является завершающей. На этой стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения. Нерентабельность продолжения разработки и эксплуатации месторождения наступает, когда себестоимость тонны добываемой нефти становится выше цены, установленной для каждого района. В конце III и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти). Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения. 10.5. Методы геолого-промыслового контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений. Разработка месторождений нефти и газа собой комплекс взаимосвязанных мероприятий, конечной целью которых является получение максимального нефтеизвлечения из пластов с минимальными затратами. Достижение максимального нефтеизвлечения во многом зависит от правильного и системного проведения исследований и постоянного контроля за ходом процессов в продуктивных пластах при их разработке. Существует много методов исследования скважин. Все они направлены на получение своевременной и полной информации по разрабатываемому объекту, чтобы принимать своевременные меры для осуществления рациональной разработки месторождений, вносить при необходимости изменения в использование нефтепромыслового оборудования для приема жидкости из скважины, осуществлять геолого-технические мероприятия (ГТМ) по регулированию процесса добычи нефти и газа, увеличения или ограничения объемов закачки агентов воздействия на залежь, проведения ремонтно- изоляционных работ (РИР) в скважинах и т.п. Из многих видов исследований в скважинах основными считаются следующие: геофизические методы; гидродинамические исследования; скважинные дебитометрические; термодинамические. Из перечисленных видов исследований главными считаются геофизические методы. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их флюидах при взаимодействиях их с жидкостью скважины и при воздействии на них радиоактивного излучения и ультразвука. В комплекс проводимых в скважинах геофизических исследований входят: гамма- каротаж (ГК), высокочувствительная термометрия (ВЧТ), расходометрия (непрерывная и точечная записи), скважинная термокондуктивная дебитометрия (СТД), манометрия, акустическая цементометрия (АКЦ), локатор муфт и перфорационных отверстий, импульсный нейтронный гамма каротаж. Геофизические исследования, используемые контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений должны обеспечить решение следующих задач: 1. исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте для контроля выработки запасов; 2. оценка эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов; 3. определение эксплуатационных характеристик пласта; 4. контроль технического состояния скважин; 5. исследованиея скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования. 138 Гидродинамические методы исследования служат для изучения характеристик и состояния притока жидкости к забою скважин как при установившихся, так и при установившихся режимах ее работы. Главными параметрами гидродинамических измерений являются определение дебита жидкости и давлений, а также их изменение в процессе разработки. Скважинные дебитометрические исследования дают информацию о работающих пластах и пропластках, а на их основе принимаются решения о проведении тех или иных ГТМ по приобщению в число действующих неработающих мощностей, как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах. Исследования эти должны проводиться с учетом одновременно проводимых в скважинах исследований по состоянию обводненности, давлений, температур по стволу и призабойной зоне скважин. Термодинамические исследования позволяют определить степень распределения температуры, начиная от устья до забоя скважин. Для каждого нефтегазодобывающего региона (а в идеале и для каждого объекта разрабоки каждого нефтегазодобывающего региона) должен быть составлен регламент по контролю за разработкой нефтяных и газовых месторождений исследований, в котором должен указан комплекс рекомендуемых для контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений исследований, решаемые им задачи, периодичность проведения исследований. Исследование нефтяных скважин Задача исследования нефтяных скважин состоит в определении основных параметров ее работы. При исследовании скважин замеряют дебиты, пластовые и забойные давления, газовые факторы, содержание воды в нефти. В начальный период разработки залежи скважина исследуется на различных режимах с тем, чтобы полнее выяснить характер ее работы, определить уравнение притока и установить наиболее оптимальный режим эксплуатации. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режиме, на каком они эксплуатируются, и по данным исследования с учетом состояния разработки залежи устанавливается режим работы на последующий период эксплуатации. При исследовании скважин применяются два метода: метод пробных откачек или установившихся отборов, и метод прослеживания уровня или давления. Метод пробных откачек или установившихся отборов заключается в изучении работы скважин на трех и более режимах. Режимы работы скважин изменяются последовательно от минимальных к максимальным или наоборот. Исследование скважины на каждом режиме производится после того, как в скважине установится постоянный приток. Метод прослеживания уровня или давления заключается в изучении этих показателей в скважине при их естественном восстановлении под влиянием пластовых сил. Перед исследованием в скважине уровень жидкости либо снижается путем откачки, либо повышается путем подлива. Исследование фонтанных скважин Фонтанные скважины исследуются методом установившихся отборов. Режим работы скважины изменяется путем последовательной смены штуцеров. На каждом режиме замеряются дебит скважины, забойное давление, газовый фактор, процент содержания в нефти воды. После смены штуцера замеры на скважине могут быть продолжены по выходу ее на стационарную работу. Пластовое давление следует замерять только после некоторого периода простоя скважины, в течение которого давление в призабойной зоне восстановится до уровня пластового. Если скважина перед исследованием не работала, то исследование начинается с замера пластового давления. Затем приступают к последовательному исследованию сквазкины, начиная с работы ее на малом штуцере. Если перед исследованием скважина работала, то прежде всего проводят исследования на режиме ее работы, затем уже на других режимах. В конце исследования замеряется пластовое давление. 139 Количество добытой нефти при определении дебита скважины устанавливается в специальных замерных емкостях, а также специальными счетчиками на устье скважины, пластовое и забойное давление замеряют глубинным манометром. Для определения процента воды в нефти отбирают пробу нефти из специального краника в выкидной трубе. Газовый фактор устанавливается путем замера газа на трапе. Пластовое давление замеряется не реже одного раза в квартал. Одновременно производится и весь комплекс исследований. Замеры дебита скважины, газового фактора и содержания воды производятся несколько раз в месяц. Фонтанные скважины также могут быть исследованы методом восстановления давления. При этом методе производится, запись кривой восстановления давления прецизионным глубинным манометром с самого начала остановки скважины до полного восстановления давления. Исследование насосных скважин Насосные скважины исследуются методом пробных откачек. При штанговом насосе режим работы скважины можно менять путем изменения числа качаний станка-качалки, длины хода штока насоса или глубины подвески насоса. Дебит скважины определяется по замерам добытой нефти в емкостях, газовый фактор по замерам газа на устье скважины, проба нефти на содержание воды отбирается из краников выкидных трубок. Забойное давление определяется по динамическому уровню в затрубном пространстве. При работе глубинного насоса замер пластового давления произвести нельзя. Для его замера надо останавливать скважину на значительный период времени для восстановления статического уровня, что практически не делается. Динамический уровень жидкости в скважине определяется различными способами. На- иболее распространенные из них основаны на отражении от уровня жидкости звуковой волны. Упругая волна в скважине возбуждается перекрытием отверстия во фланце вращающимся диском (орифайсом). Время прохождения упругой волны от устья до уровня жидкости и обратно. замеряют секундомером в трубке Кундта*. Зная скорость и время распространения волны, нетрудно вычислить ее путь. Половина этой величины будет соответствовать динамическому уровню в скважине, измеряемому от устья скважины. Замерить динамический уровень в затрубном пространстве глубоконасосной скважины можно с помощью эхолота. При этом для определения скорости звуковой волны в газовой среде на насосные трубы до их спуска надеваются специальные реперы, которые частично отражают звуковую волну. Глубина установки реперов известна. Эхолот точно фискирует время прохождения упругой волны от уровня жидкости и от реперов. По отражению от реперов рассчитывают скорость распространения упругой волны в газовой среде затрубного пространства, а потом определяют динамический уровень в скважине. Нефонтанирующие скважины до установки глубоконасосного оборудования могут быть исследованы методом прослеживания уровня жидкости. Для этого в скважине понижается уровень жидкости, в отдельных случаях уровень может быть повышен за счет подлива. Затем периодически замеряется уровень. По скорости подъема уровня и по объему колонны рассчитывается дебит скважины при среднем уровне жидкости для данного отрезка времени. При исследовании методом прослеживания давления после изменения в скважине уровня жидкости производится наблюдение за забойным давлением с помощью глубинных манометров Исследование нагнетательных, пьезометрических и контрольных скважин Нагнетательные скважины исследуются с целью определения их возможной приемистости и для установления технологического режима работы методом установившихся отборов или по кривым падения забойного давления после остановки нагнетательной скважины. 140 Метод исследования по установившимся отборам для нагнетательных скважин заключается в замере количества закачиваемой жидкости и определении соответствующего забойного давления при нескольких режимах нагнетания воды в скважину. По данным ис-следования строится индикаторная кривая, по которой определяют коэффициент приемистости нагнетательной скважины. В том случае, если скважина еще не освоена под нагнетание, то о ее приемистости можно судить по коэффициенту продуктивности, для определения которого проводят специальные работы до опытной откачки жидкости из скважины. В нагнетательных скважинах пластовое давление всегда меньше забойного. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления при эксплуатации залежи. С помощью пьезометрических скважин можно установить наличие или отсутствие гидродинамической связи нефтяной части пласта с законтурной. За изменением давления в пьезометрических скважинах ведется систематическое наблюдение путем контроля уровня воды в них. Для этой цели применяются пьезографы. Пьезометрические скважины обычно выбираются из числа законтурных разведочных или обводнившихся эксплуатационных, реже для этого бурятся новые скважины. Контрольные скважины бурятся специально в нефтяной части пласта между эксплуатационными скважинами или между нагнетательными и эксплуатационными скважинами для наблюдения за пластовым давлением в залежи, продвижением водонефтяного контакта, характером обводнения продуктивных пластов и степени выработанности отдельных участков залежи. Для этой цели бурится не более 5—8% скважин от всего эксплуатационного фонда. Часть контрольных скважин перфорируется и в них организуется наблюдение за состоянием пластового давления в залежи. Большая часть контрольных скважин не перфорируется. В таких скважинах осуществляется систематический контроль за обводнением пласта методами промысловой геофизики. Исследование газовых скважин Исследования газовых скважин проводят путем определения дебита газа и давления на устье при различных режимах работы скважины. В газовых скважинах расход газа измеряется шайбным измерителем критического истечения (прувером), давление — образцовым манометром и температура — максимальным термометром с ценой деления 0,1°С. Перед исследованием скважины продуваются в течение 15—20 мин и затем закрываются до полной стабилизации давления на устье. Обычно давление устанавливается за 2—3 ч. При исследовании на каждой шайбе открывают основную задвижку и ждут выхода скважины на установившийся режим. Это состояние скважины определяется по постоянному давлению на манометрах перед шайбой и в затрубном пространстве. Исследование начинается с шайбой наименьшего калиброванного отверстия. По давлению на устье скважины подсчитывают дебит газа и величину давления на забое. Пластовое давление в скважине вычисляется по давлению на устье закрытой скважины. Одновременно при испытании скважины проводят исследование на содержание в газе частиц породы, конденсата, воды и т. п. 141 Обработка материалов исследования нефтяных скважин Материалы исследования нефтяных скважин обрабатываются для установления характера зависимости дебита от депрессии на пласт и для определения коэффициента продуктивности скважины и режима фильтрации жидкости. Рис. 55. Индикаторные кривые При обработке материалов исследования обычно строят индикаторные кривые (рис.55). По оси абсцисс откладывают дебиты жидкости qж, а по оси ординат — величины депрессионных (дифференциальных) давлений Ар или динамический уровень. При построении индикаторных кривых по динамическому уровню шкала ординат принимается в метрах и соответствует глубинам скважины. При этом точка пересечения индикаторной кривой оси ординат будет соответствовать статическому уровню (рис. 55, а). Для построения индикаторной кривой нужно иметь не менее трех замеров дебитов и соответствующих им забойных давлений или динамических уровней при разных режимах работы скважины. Форма индикаторной кривой может быть различной и зависит в основном от режима фильтрации жидкости по пласту. По отношению к оси дебитов можно выделить три типа кривых: прямолинейную, выпуклую и вогнутую (рис 55, б). При прямолинейной индикаторной кривой (n = 1) режим фильтрации жидкости в пласте ламинарный. Если форма кривой выпуклая по отношению к оси дебитов — режим фильтрации турбулентный. На практике при исследовании скважин довольно часто имеют место случаи, когда при небольших депрессиях индикаторная кривая имеет прямолинейную форму, а затем становится выпуклой по отношению к оси дебитов. Это свидетельствует о том, что имевшаяся при небольших отборах линейная фильтрация жидкости в пласте по мере снижения давления и повышения скорости фильтрации была нарушена. Нарушение может произойти вследствие возникновения в пласте фильтрации двухфазного или трехфазного потока и по ряду других причин. По индикаторным кривым определяются коэффициент продуктивности скважин и коэффициент проницаемости пласта. Расчет этих коэффициентов производится по уравнениям притока и радиального потока. Для этого используется прямолинейный участок индикаторной кривой, в пределах которого выбирается произвольная точка. Для этой точки по индикаторной кривой определяется дебит жидкости (qж) и соответствующее ему давление (∆р). 142 Методы регулирования разработки залежей. Методы контроля за разработкой залежей дают возможность изучить степень выработанности запасов каждого пласта или отдельных участков пласта, характер обводнения залежи и продвижения ВНК и ряд других процессов, протекающих в залежах под влиянием осуществляемой системы разработки. Все это дает возможность своевременно принимать меры по регулированию разработки для обеспечения равномерного отбора нефти из пласта. Для достижения равномерной выработки пластов рекомендуются раздельная закачка воды по пластам или пачкам пластов, гидроразрыв или пескоструйная перфорация менее проницаемых пластов в нагнетательных скважинах, применение дифференцированных давлений нагнетания, очаговое заводнение, раздельная эксплуатация пластов, бурение дополнительных эксплуатационных скважин для интенсификации добычи на отдельных участках или пластах и т. п. Более полную информацию о исследованиях в скважинах можно получить из 2,8,9 Вопросы для самопроверки 1. Что понимается под термином « режим залежи»? 2. Дайте характеристику существующим режимам работы нефтяных залежей? 3. Какие режимы работы не характерны для газовых залежей? 1. 4.Что понимается под термином « ресурсы»? 2. Что понимается под термином « запасы»? 3. Какие существуют категории ресурсов углеводородов? 4. Какие существуют категории запасов углеводородов? 5. Какие Вы знаете классификации запасов и ресурсов нефти и газа? 6. В чем особенности новой (2003г) классификации запасов и ресурсов нефти и газа? 7. В чем суть объемного метода подсчета запасов углеводородов? 8. Дайте характеристику каждой стадии разработки нефтяных месторождений 9. В чем состоит геолого-промысловый контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений? 10. В чем суть исслледований в нефтяных, фонтанных, насосных и газовых скважинах? 11. Дайте характеристику методов регулирования разработки залежей 143 |