«ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
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.
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.
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.
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.
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.
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.