ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

«ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

Нефтегазогеологическое районирование.

Теоретические основы нефтегазогеологического районирования; 1)известные закономерности пространственного размещения нефтя­ных и газовых… 2)современные представления о происхождении нефти и газа и формировании их скоплений;

Понятие о кондиционных значениях пористости и проницаемости.

Определение кондиционных значений позволяет выделить в залежи промышленно значимых и непромышленных коллекторов. Зная это, коллектора можно условно…  

Понятие о неоднородности. Необходимость изучения неоднородности.

Классификация по Дементьеву: Он выделил 5 видов неоднородности продуктивных пластов: 1) Ультрамикронеоднородность – характеризует степень неоднородности породы коллектора по размерам, слагающих ее зерен.…

Микронеоднородность и макронеоднородность. Коэффициенты макронеоднородности (расчлененности, песчанистости, распространения коллектора). Общая, эффективная и нефтенасыщенная толщины.

По классификации Н.П. Чаловского макронеоднородность – это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи. Чаловский выделяет два типа макронеоднородности:

А) по вертикали (по толщине пласта)

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе нескольких продуктивных горизонтов. Это проявляется в разном количестве на разных участках залежи. Графически макронеоднородность по толщине отображается в виде геологических профилей и корреляционных схем.

Б) по простиранию (по площади)

       

Понятие о корреляции разрезов скважин. Типы корреляции. Исходная геологическая информация.

Корреляция позволяет устанавливать последовательность залегания гп, выделять и прослеживать одновозрастные толщи, определять литологический состав и… Выделяют три типа корреляции: общая, зональная, региональная. Общая корреляция – сопоставление разрезов скважин в целом от устья до забоя с целью выделения одновозрастных…

Основные принципы корреляции разрезов скважин (последовательность напластования; взаимное расположение границ пластов; выделение реперов и реперных границ, ритмичность осадконакопления).

Одним из важнейших положений, лежащих в основе детальной корреляции, является выявление и учет последовательности напластования пород. Разрезы, сло­женные осадочными образованиями, представляют собой чере­дование прослоев разного возраста и различного литолого-фациального состава. В зависимости от характера напластования выделяется согласное и несогласное залегание пород.

При согласном залегании пород, слагающих геологический разрез, последовательность их напластования не нарушена, т. е. каждый вышележащий прослой отлагался непосредственно на нижележащем.

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

Обычно слабо выражена и не всегда улавливается последо­вательность напластования в пределах рифогенных образова­ний, сложенных биогенными известняками.

Коррелируются только те адекватные интервалы сопостав­ляемых разрезов, внутри которых установлено согласное зале­гание слоев. В пределах этих интервалов могут быть выделены и прослежены границы всех одноименных прослоев и пластов.

Интервалы, внутри которых установлено несогласное зале­гание слоев, не коррелируются. В их пределах выявляются и прослеживаются границы несогласного залегания пород или другие нарушения.

Следующее положение, которое учитывается при детальной корреляции, касается расположения относительно друг друга границ между одновозрастными прослоями внутри интервалов разреза с согласным залеганием слоев. При незначительном из­менении мощности коррелируемых интервалов в разрезах со­поставляемых скважин границы между смежными разновозрастными прослоями примерно параллельны другу другу. Преимущественная параллельность синхроничных границ свойственна большинству продуктивных горизонтов. Причем если общая мощность продуктивного горизонта в целом меняется мало и в его пределах нет нарушений в согласном залегании пород, то границы одновозрастных прослоев параллельны кровле и подошве продуктивного горизонта.

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

При общем согласном залегании пород изменение мощно­сти отдельных прослоев или пачек может происходить на ло­кальных, ограниченных по площади участках, что приводит к некоторому отклонению от параллельного (веерообразного) залегания их границ на таких участках. При этом увеличение мощности обычно связано с повышением песчанистости (в ре­зультате повышенной скорости отложения осадков) и наобо­рот, уменьшение мощности обусловливается повышением глини­стости пород (в результате меньшей скорости осадконакопления и более значительного уплотнения пород).

При нормальном залегании пород такие аномальные откло­нения в мощности отдельных пластов часто наблюдаются при неизменной мощности горизонта в целом. Это связано с тем, что уменьшение мощности одной части разреза компенсируется увеличением мощности другой его части.

Установление и прослеживание синхроничных границ между прослоями (пластами), а следовательно, выяснение последова­тельности напластования часто бывает затруднено из-за литолого-фациальной изменчивости по площади слагающих эти прослои пород. Особенно подвержены литолого-фациальной из­менчивости песчаные пласты-коллекторы, которые могут полно­стью или частично замещаться на коротких расстояниях алевролитами, глинистыми алевролитами, а иногда и гли­нами.

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

Для установления последовательности напластования при детальной корреляции особое значение имеет выделение в раз­резе реперов и реперных границ. Репером называется достаточно выдержанный по площади и по мощности пласт, отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диа­граммах ГИС. Кровли и подошва такого пласта представляют собой синхроничные поверхности. Иногда этому условию отвечает только одна граница пласта (например, его подошва), так как другая (кровля) не может быть четко определена из-за литолого-фациальной изменчивости или вторичных преобразова­ний. В этих случаях четко фиксируемая синхроничная поверх­ность пласта может быть принята в качестве реперной гра­ницы.

Хорошими реперами считаются пачки и прослои, представ­ленные глинами, так как обычно они характеризуются посто­янством состава на значительной площади и имеют четко вы­раженные граничные поверхности (кровлю и подошву). На диаграммах ГИС такие пачки и прослои четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС, на диаграммах микрозондов и радиокаротажа.

Поэтому при установлении последовательности напластова­ния в первую очередь следует прослеживать граничные поверх­ности слоев, образованных глинами, глинистыми известняками, мергелями, которые характеризуются постоянством свойств по площади.

При детальной корреляции необходимо учитывать положе­ние о ритмичности осадкообразования, приводящей к последова­тельной смене пород разного литологического состава. Ритмич­ность осадкообразования 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 вверх по разрезу, а ре­грессивный — уменьшением.

Учет ритмичности осадкообразования позволяет более на­дежно определять характер последовательности напластования пород в разрезе, выявлять места перерывов в осадконакоплении и размывов.

 

Понятие о пластовом и забойном давлении.

Если скважиной вскрыть нефтяной пласт и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, т.е. уменьшить давление, то в скважину из пласта начнет… Определятся p=ρgh, где ρ – плотность жидкости в скважине, g –… В промысловой практике давление определяют иначе Рпл=hg/102. Измеряется в МПа.

Аномально высокие пластовые давления. Причины возникновения АВПД в недрах.

Для оценки изменения давления в водонапорных системах и нефтяных залежах пользуются величиной вертикального градиента, показывающей перепад давления… Значение градиента находится в пределах 0,008-0,013 МПа/м. Среднее значение… При значениях градиента больше 0,013 МПа/м говорят о сверхгидростатическом или аномально высоком пластовом давлении.…

Природа пластовых температур. Геотермический градиент. Геотермическая ступень.

По геотерме определяют две характеристики разреза – геотермический градиент и геотермическую ступень. Геотермический градиент показывает изменение температуры в разрезе с… G=(t2-t1)*100/(H2-H1), где H – глубина, t – температура

Классификация скважин.

Скважина –техническое сооружение, служащее «каналом» для подъема УВ и попутных компонентов из залежи для получения геолого-промысловой информации о пластах, а также для установления процессов дренирования пластов.

По своему назначению все скважины бурящиеся на месторождении подразделяются на добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов, эти скважины составляют основную часть всего фонда скважин на объекте эксплуатации.

Нагнетательные предназначены для нагнетания в пласт воды, газа и других агентов с целью поддержания пластового давления и обеспечения эффективной разработки залежи.

Специальные бурятся для проведения исследований и получения геолого-промысловых параметров при подготовке залежи к разработке, или в процессе эксплуатации объекта. Они подразделяются на оценочные и контрольные.Оценочные бурят для определения нефтегазонасыщенности и других необходимых параметров коллекторов при освоении и разработке месторождений. Скважины бурят с обязательным отбором керна из продуктивных пластов и проведения традиционного для данного района комплекса ГИС. Контрольные скважины бурятся для контроля за процессами протекающими в пластах при разработке и подразделяются на пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические бурятся с целью контроля за пластовым давлением, которое замеряется путем регистрации уровня жидкости в стволе скважины или непосредственно монометрами, опущенными в продуктивный интервал. Скважины располагают как за контуром залежи, так и в пределах залежи. Наблюдательные скважины предназначены для контроля за процессами вытеснения нефти, т.е. за передвижением ВНК, ГНК и ГВК. Скважины бурятся в предеах залежи и как правило не перфорируются с целью наиболее результативного использования методов нейтронного каротажа, для определения нефтегазоводонасыщенных пластов. Оценочные и большую часть наблюдательные скважины бурят специально. В разряд пьезометрических могут быть переведены разведочные или обводнившиеся добывающие.

Вспомогательные – водозаборные или водопоглощающие, предназначены для отбора воды из водонапорного горизонта с целью ее нагнетания в продуктивные пласты, а также для захоронения попутных промысловых вод в глубокие водоносные горизонты. Эти скважины бурятся целенаправленно или переводятся из других категорий.

 

Стадии разработки месторождения. Основные показатели процесса разработки (понятия).

  I II III IV Весь период разработки нефтяных и газовых месторождений разделяется на 4 стадии. Разделение на стадии производится по…

Понятие о природном режиме залежи. Источники пластовой энергии в нефтяных и газовых залежах. Режимы вытеснения и истощения в нефтяных залежах.

Установить тип природного режима можно уже на стадии разведки или в начале разработки скважины. Основными источниками пластовой энергии в нефтяных залежах являются: - напор пластовых вод;

Понятие о природном режиме залежи. Факторы, влияющие на формирование режима в залежи.

Установить тип природного режима можно уже на стадии разведки или в начале разработки скважины. Факторы, определяющие формирование режимов: 1) структурный: форма, размеры, амплитуда залежи и ловушек, углы падения крыльев и наличие нарушений;

Водонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).

Геологические условия проявления режи.иа 1. Высокое начальное пластовое давление. 2. Приуроченность залежей к инфильтрационным водонапорным системам с хорошей гидродинамической сообщаемостью между…

Упруговодонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).

Геологические условия проявления режима 1. Высокое начальное пластовое давление 2. Приуроченность залежи к эллизионной водонапорной системе, или к инфильтрационной при условии значительного удаления…

Газонапорный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).

Геологические условия проявления режима 1. Режим проявляется в залежах не имеющих гидродинамической связи с… 2. Наличие в залежи большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти.

Режим растворенного газа в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки график).

Геологические условия проявления режима

2.Значительное газосодержание нефти. 3.Низкая величина начального пластового давления, близкого к давлению… 4.Отсутствие газовой шапки.

Гравитационный режим в нефтяных залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).

Напорно-гравитационный: для которого характерно: высокопроницаемые и крутопадающие пласты-коллекторы. Нефть перемешается вниз по падению пла­ста и… Гравитационный со свободным зеркалом нефти: для которого характерно наличие… Геологические условия проявления гравитационного режима

Газовый режим в газовых залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).

Геологические условия проявления режима: 1. Приуроченность залежей к инфильтрационным и эллизионным водонапорным… 2. Большие размеры залежей - режим характерен для многих крупных газовых месторождений.

Упруговодонапорный режим в газовых залежах (геологические условия проявления, источник энергии, динамика показателей разработки - график).

Геологические условия проявления режима: 1. Характерен для залежей, приуроченных к инфильтрационным и эллизионным… 2. Высокая проницаемость коллекторов как для газа так и для воды.

Системы разработки залежей с искусственным заводнением. Классификация методов заводнения пластов.

Под системой разработки месторождения понимают сово­купность технологических и технических мероприятий, обеспе­чивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных ком­понентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтра­ционной характеристики коллекторов, глубины залегания каж­дого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения мо­жет предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональ­ная система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов со­ставляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая обес­печивает потребности страны в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полез­ных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблю­дение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенно­стей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусствен­ного воздействия на пласт.

С середины 40-х гг. в результате открытия новых нефтега­зоносных районов развитие нефтяной промышленности связы­вается в основном с освоением месторождений платформенного типа, которым свойственны большие размеры площадей нефте­носности, значительные глубины залегания основных продук­тивных пластов и в большинстве случаев малоэффективный природный режим — упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа. Перенос основного внимания на месторождения платформенного типа послужил стимулом для бурного научно-технического прогресса в области технологии разработки нефтяных месторождений. Советские ученые и производственники в сравнительно короткий срок обосновали тео­ретически и доказали на практике необходимость и возмож­ность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты до­полнительной энергии путем нагнетания в них воды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-Х гг.

Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять выход эксплуатационных объек­тов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных природных режимах.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наиболь­ший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, при­уроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородно­стью и повышенной проницаемостью. При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышен­ная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость по­род-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки.

При разработки нефтяных и газовых месторождений получили распространение методы ППД, путем нагнетания в продуктивные пласты воды, газа и водных растворов различных реагентов.

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами за­лежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, ти­пом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неод­нородности пластов, строением залежи в зоне ВНК. наличием дизъюнктивных нарушений и др.

Виды заводнения пластов:

1) законтурное

2) приконтурное

3) внутриконтурное

4) модификация этих видов заводнения

 

Законтурное заводнение. Приконтурное заводнение. Геологические условия применения.

Законтурное заводнение.

При этой разновидности заводнения вода нагнетается в законтурную водоносную часть продуктивного пласта. С целью приближения нагнетательных скважин к зоне отбора их следует… Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно такой же, как и при природном водонапорном режиме. Этот…

Приконтурное заводнение

  При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают между внешним и… Присутствие такого экрана особенно характерно для залежи в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические…

Внутриконтурное заводнение (тип - разрезание на блоки).

1) с разрезанием рядами (блоковое, сводовое) 2) головное 3) барьерное

Внутриконтурное заводнение (тип - площадное).

1) с разрезанием рядами (блоковое, сводовое) 2) головное 3) барьерное

Понятие об эксплуатационном объекте и объекте разработки.

Принципы выделения эксплуатационных объектов: 1. Геолого-промысловые: а) пласты должны быть расположены на одинаковых глубинах, иметь близкие значения температур и пластовых давлений,…

Разработка однозалежных месторождений.

При наличии в разрезе месторождения одного продуктив­ного пласта залежь нефти в нем является единственным объек­том разработки. В этом случае и месторождение и эксплуата­ционный объект называют однопластовыми.

 

Разработка многопластовых месторождений.

Решение вопроса о рациональном группировании пластов в эксплуатационные объекты на многопластовом месторожде­нии связано с определенными…  

Методы интенсификации добычи нефти.

Среди главных причин неполного извлечения можно назвать следующие: 1. Действие капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти из… 2. Неблагоприятное соотношение вязкости нефти и вытесняющей ее жидкости;

Новая классификация запасов и ресурсов нефти и газа.

С 1 января 2009 года будет введена в действие новая классификацию запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденная минприроды в ноябре 2005 года . В течение ближайших трех лет нефтегазовые компании будут отчитываться по старой классификации, а к установленному сроку должны полностью подготовиться к переходу на новую систему.

Одновременно МПР должно провести переоценку запасов и ресурсов нераспределенного фонда недр. Вместе с тем подготовка новых участков недр к лицензионным конкурсам и аукционам уже сейчас будет идти по новым стандартам.

Необходимость принятия новой классификации в России назрела давно - с установлением рыночных отношений в недропользовании. Требовались новые принципы оценки запасов, в первую очередь с экономической точки зрения, которые позволили бы определить стоимостную оценку месторождений нефти и газа. С 2001 года действует временная классификация, которая практически дублирует утвержденную еще в 1983 году классификацию запасов и ресурсов нефти и газа СССР и не учитывает многих вопросов оценки запасов в современных условиях недропользования.

Новая классификация месторождений нефти и газа позволит провести дифференциацию запасов не только по степени геологической изученности, но и по экономической эффективности и степени промышленного освоения, что имеет принципиальное значение в рыночных условиях. Например, в настоящее время на государственном балансе числятся месторождения, которые по экономическим оценкам нерентабельны. Такие месторождения "засоряют" государственный баланс, создают ложное представление о состоянии ресурсной базы углеводородного сырья. Расчеты по новой классификации позволят оценить ее реальное состояние.

Долгая подготовка

Однако принятие новой классификации задержалось: потребовался пересмотр целого ряда нормативных документов - инструкций по применению классификации,… Принципиальных изменений за это время прошлогодняя версия проекта… При подготовке новой классификации ставилась задача стандартизации подсчета и учета таким образом, чтобы в первую…

Экономическая эффективность

Запасы нефти, газа и содержащихся в них компонентов по степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения и использования… В свою очередь промышленно-значимые запасы подразделяются на…

Категории запасов и ресурсов

А (достоверные) — разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на… В (установленные) — запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи… С1 (оцененные) — запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне…

Месторождения и залежи

уникальные (более 300 млн тонн нефти, 500 млрд м3 газа); крупные (от 30 млн до 300 млн тонн нефти, от 30 млрд до 500 млрд м3 газа); средние (от 3 млн до 30 млн тонн нефти, от 3 млрд до 30 млрд м3 газа);

Методика подсчета запасов нефти.

Qб=S*h*Kп*Кн*Кy*ρн, где Qб-балансовые запасы нефти, т; S-площадь нефтеносности, м2;

Методы подсчета запасов свободного газа.

Объемный метод аналогичен предыдущему и вычисляется по формуле: Vг =S*h*Kп*Кг*f(P*Y- Pк*Yк)*Киз, где V г – извлекаемые запасы газа, м3;

Подсчет запасов растворенного в нефти газа.

При водонапорном жестком режиме балансовые запасы газа рассчитываются по формуле: Vб=Qб*Кг, где Vб – балансовые запасы растворенного газа, м3;

Подсчет запасов газоконденсата.

Vк=Vг*q* ρк, где Vк - начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных… Vг - начальные балансовые запасы газа, включая конденсат, при стандартных условиях, т;