2. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов

Коэффициент остаточного нефтенасыщения оценивают по заводнённым участкам залежи по характеру Рн (параметра насыщения)

Рн=ρ_ПН/ρ_ВН=в/Кⁿ_ВО, где ρ_пн-сопротивление нефтенасыщ. п.; ρ_ВП-уэс той же п. при 100% водонасыщ.; в,n-эмпирические данные.

Этот параметр наиболее надежно устанавоивается для участков коллектора, расположенных вблизи первоначального ВНК.

1. по ρпп (ρмбк или ρмпз/ρмгз) Рн=ρпп/ρпп,в=а1/Кв ппвn1

Рн=ρппв/ρсмеси , П-пар-р поверх пров-ти- тоже влияет

2. по ЯМК (ядерно-магнитный каротаж) опр-ют Индекс Свободного Флюида т е Кпэф

Кп.эф=Кн(1-Ков)

Там, где будет свободная жидкость, там будет сигнал.

ИСФ – это относительный объём св флюида в породе, приведённый по концентрации протонов к объёму воды и измеренный в %.

По времени релаксации (скорости нарастания ядерного намагничивания по направлению приложенного поля поляризации) определяют тип флюида, насыщающего поровое простанство.

если Кп известно Кно=(Кп-Кпэф(ямк))/Кп-Ков

возможно исп-е нейтрон мет-ов

3.Способ Сургучова скв-на на РНО эти пар-ры находят по ГИС

-сопр-е промытой части пласта;

-пар-р поверхностной проводимости (в зав-ти от сп);

-сопр-е БР, наход-ся в зависимости от самого сопрот-я р-ра и t пласта;

3. Поисковый этап, стадии, задачи, цели, комплексы геологоразведочных работ, масштабы. Дистанционные методы поисковых работ на нефть и газ.

Поисковый этап ГРР проводится в районах, где на основании результатов региональных исследований установлены перспективы для поисков скопления УВ По характеру решаемых задач и комплексу проводимых методов он разделяется на две стадии.

Основная цель поисковых работ на первой стадии - это выявление перспективных на нефть и газ объектов и подготовка их к бурению. Эффективность проведения работ на этой стадии в значительной степени зависит от результатов выполненных ранее региональных исследований. На этой стадии проводится обширный комплекс исследований геологических, геофизических, геохимических, гидрогеологических и буровых работ.

На первой стадии решаются следующие задачи:

1. поиск зон структур и отдельных локальных поднятий;

2. поиски и прослеживание зон стратиграфических несогласий, тектонических нарушений, зон фациальных замещений;

3. детализация локальных поднятий или неструктурных ловушек с целью постановки поискового бурения. Эти задачи должны решаться комплексом геофизических методов исследований: сейсморазведкой, гравиоразведкой, электроразведкой и в отдельных случаях магниторазведкой. В Западной Сибири среди геофизических методов решающее значение принадлежит сейсморазведке MOB и МОГТ Кроме сейсморазведки проводятся такие электроразведочные работы в масштабе 1:200 ООО - 1:25 ООО Для комплексирования сейсморазведки с гравиоразведкой с целью прогноза в выявленных ловушках аномалии типа залежь, используется метод «Рельеф»-2. Распознание образов. Космофотодешифрирования и т.д.

Для оценки перспектив нефтегазоносности используются геохимические исследования - газовая съемка - по свободному газу и газокерновая съемка. На данной стадии проводятся структурные и в отдельных случаях параметрическое бурение.

Структурное бурение в Западной Сибири в значительных объемах проводилось в довоенные и сразу послевоенные годы в южных районах Западной Сибири в связи с низким качеством сейсморазведочных работ. В связи с этим тогда ставился вопрос вообще сейсморазведочные работы заменить структурным бурением.

Параметрические скважины бурятся в основном на стадии региональных исследований, однако в отдельных районах, характеризующихся слабой изученностью глубоко залегаюшихся горизонтов (Уренгой-более 10 скв 5000-5500м, Гыданская 130 на Pz- 7000м и т.д.) возникает необходимость бурения их на поисковом этапе.

В результате выполненных геолого-геофизических исследований выполняются тематические работы, в результате составлены крупномасштабные структурные, геофизические карты, профили, уточняется тектоническое районирование, детализируются стратиграфические разрезы и схемы сопоставления, в совокупности дающие представления о геологическом строении района. Выполняются палеоструктурные карты с целью изучения истории развития локальных объектов и времени формирования ловушек, проводятся по более узким стратиграфическим подразделениям литолого-фациальные исследования с целью изучения закономерностей распределения коллекторов и покрышек, изменения их свойств. Обязательно составляются карты перспектив нефтегазоносности с выделением первоочередных районов и рекомендаций нефтегазоносности с выделением первоочередных районов и рекомендаций поисково-разведочных работ.

Вторая стадия связана с открытием новых местоскоплений УВ, либо новых залежей в пределах открытых местоскоплений.

Указанные задачи решаются бурением и опробованием поисковых скважин, закладываются на перспективных объектах, подготовленных на предыдущей стадии работ. Первые поисковые скважины рекомендуется закладывать на технически доступную глубину с целью выявления залежей по всему скрытому разрезу. Основные геологические задачи на данной стадии:

• качественная привязка скважин, для чего необходимо проводить запланированный отбор керна, шлама и комплекс промыслово-геофизических исследований,

• опробование перспективных горизонтов в процессе бурения с применением испытателей и опробователей пластов. По результатам опробования выбираются первоочередные объекты разведки. В процессе бурения скважин для выделения перспективных объектов проводится газовый и люминисцентно-битуминозный анализ и т.д. При опробовании также уделяется внимание гидрогеологическим объектам

По результатам поискового бурения составляются детальные стратиграфические разрезы, корреляционные схемы, профили, комплект различных карт и т.д. Заканчивается эта стадия подсчетом запасов по категории С2 и частично C1, на основе чего делается заключение о геолого-экономической оценке выявленного месторождения или залежи и целесообразности проведения дальнейших разведочных работ В настоящее время в Западной Сибири большая часть локальных поднятий разбурена, где выявлены уникальные залежи и месторождения УВ, поэтому поисковый этап связан с поиском литологических. структурно-литологических. стратиграфических и др сложных ловушек.

Билет № 12.

1. Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр.

Коэф-т нефтегазоотдачи или КИН -  = Квыт * Кохв* Кзавод

Квыт – отношение статочное кол-во нефти при неограниченой прокачке воды через образец, к начальному кол-ву этой нефти.

Кохв(раз-кой и вытеснением) – отношение V залежи которая подвергается влиянию вытесняющего агента(раз-кой) к общему V этой залежи.

Кзавод – отношение заводненой части залежи к общему V этой залежи.

В ЗС коэф-т нефтеотдачи = 0,1-0,7, коэф-т газоотдачи около 1, если осуществляется сайклинг процесс (закачка газа освобожденного от конденсата) то коэф-т газоотдачи =0,6-0,65.

Коэф-т нефтеизвлечения зависит как от геол-х так и от технологических условий разработки. К геол-ким причинам относятся; неоднородность пл., его прерывистость, низкая прониц-ть, высокая вязкость, высокая расчлененность пл., низкая песчанистость. от ФЕС, от режима залежи К технологич. Причинам относится: степень вскрытия пласта перфорацией, плотность сетки скв., система ППД, от системы разработки. При подсчете запасов и проектирования разработки коэф. газоотдачи принимается=1, но фактически при газовом режиме =0,98, при газо-упруговодонапорном= 0,92-0,96, при газоводонапорном=0,85-0,89. Коэф. конденсатоотдачи – 75-80%, у нас в ЗС= 0,3-0,5.

Необходимым условием применения передовых методов интенсификации добычи нефти является их экономическая оправданность и экологическая безопасность для рационального освоения запасов.

К современным наиболее эффективным технологиям относятся следующие:

- Гидроразрыв пласта (ГРП);

- Современные методы вскрытия пласта (глубокопроникающая перфорация, вскрытие на депрессии и т.д.);

- Обработка призабойной зоны пласта различными составами;

- Бурение многозабойных скважин;

- Бурение горизонтальных или пологих скважин.

ГРП

Гидроразрыв пласта в настоящее время является определяющей технологией среди методов воздействия на низкопродуктивные объекты разработки. ГРП позволяет ввести в разработку зоны с плохими фильтрационными свойствами за счет создания трещин в продуктивном пласте путем нагнетания жидкости под высоким давлением и закреплением их проппантом.

Целенаправленное применение этого метода на высокопрерывистой низкопроницаемой части запасов позволило увеличить дренируемый объем залежи в среднем в 2,5 раза.

В целом практика показала, что использование гидроразрыва пластов коренным образом изменяет характер выработки запасов, влияние которого сохраняется в среднем до 4 – 5 лет.