НГПГ

1 . Необходимость изучения физико-химических свойств флюидов и их влияние на процесс извлечения нефти и газа из недр. Осуществление рациональной разработки невозможно без детального изучения свойств флюидов в пластовых условиях. Пластовые флюиды даже в пределах одного месторождения могут иметь различные свойства, поскольку процесс вытеснения нефти из порового пространства обусловлен сложным комплексом физико-химических процессов. Чаще всего это определяется температурой, давлением и реже другими факторами. Для контроля за изменением свойств флюидов на месторождениях отбираются глубинные пробы (с помощью герметичных пробоотборников), напротив перфорированных пластов. Отбираются также и поверхностные пробы на устье скв (стандартные условия). Либо на основании отобранных устьевых проб готовятся рекомбинированные пробы (приближенные к пластовым условиям). Определяют плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэф, давление насыщения, коэф сжимаемости, хим и УВ-ный состав, наличие примесей.

Изучение свойств флюидов на месторождениях необходимо для:

• определения качеств нефти и газоконденсата.

• подсчета запасов.

• составления рационального проекта разработки.

• соблюдения условий хранения и транспортировки.

• безаварийной работы промысла.

• выполнения требований по охране окружающей среды.

2. Методы получения геолого-промысловой информации: 1 – геологические (изучение керна, проб нефти, газа и воды); 2 - исследование скважин геофизическими методами (ГИС); 3 - гидродинамические методы исследования скважин; наблюдение за работой добывающих и нагнетательных скважин.

Геологическое изучение разрезов скважин. Методика и техника отбора керна, методы его изучения. Геологический – отбор керна. Максимально достоверную информацию о породах, вскрытых в процессе бурения скважины, дает исследование керна. Керн – цилиндрический кусок горной породы, не более 10-12 см в длину, отбираемый с помощью колонковых долот и других керноотборных инструментов. Керн собирается в пробоотборник и выносится на поверхность. Бурение с отбором керна – процесс длительный и дорогостоящий. На поверхности керн укладывается в ящик в строго определенной последовательности, слева направо в порядке возрастания глубины. Разбитый керн или рыхлые породы заворачиваются в бумагу. Каждый отобранный образец керна сопровождается этикеткой: площадь работ, № скважины, дата отбора, интервал глубин, выход керна (% или м), № образца, краткое литологическое описание.

Возможность отбора керна из скважины определяется типом породы: для сцементированных пород максимальный отбор 60-80% от запланированного; для рыхлых пород 5-10%. Для рыхлых, а также терригенных пород могут использоваться боковые грунтоносы, отбирающие керн не по стволу скважины, а из стенок скважины в любом интервале разреза (но это точечный отбор).

Исследование керна – описание керна сводится к следующему:

1. Литологическая характеристика породы.

2. Стратиграфическая привязка.

3. Определение текстуры, структуры, условий залегания.

4. Установления наличия признаков УВ.

5. Лабораторной изучение керна (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность).

Для установления наличия в пласте нефти чаще всего применяют бензиновую вытяжку: образец измельчают и заливают бензином, при наличии нефти содержимое пробирки окрашивается в желто-коричневый цвет; образец, содержащий нефть, не смачивается HCl; люминесцентный анализ – на образец наносится органический растворитель и на специальном приборе наблюдают характер свечения битумоидов.

3. Распределение нефти, газа и воды в залежах. Понятие об остаточной воде. Гидрофильный и гидрофобный коллектор.

Понятие об остаточной воде: Вода, первоначально заполняющая поры коллекторов, прочно связана с минеральной матрицей горной породы молекулярно-поверхностными силами. Поэтому при миграции нефти и заполнению ею порового пространства вода вытеснялась не полностью. Часть такой воды оставалась в коллекторе в виде:

• пленки, обволакивающей стенки открытых пор;

• в неэффективных порах в капельном виде.

Такая остаточная вода называется связанной водой или реликтовой. Ее количество в коллекторе определяется размерами пустот. Чем меньше поры, тем больше этой воды. При этом действие молекулярных сил таково, что извлечь эту воду совместно с добываемой нефтью невозможно. Количество этой связанной воды в коллекторе может быть от первых процентов до 70%. Эта вода не передвигается, но определение ее объема очень важно при проведении эксплуатации залежи и при подсчете запасов УВ. Наличие остаточной воды оказывает непосредственной влияние на процессы вытеснения нефти из пласта.

Матрица породы имеет разную смачиваемость, поэтому остаточная вода может по-разному реагировать с горной породой.

1. Если вода покрывает всю внутреннюю поверхность пустот, то такой коллектор называется гидрофильным. Гидрофильность – это свойство поверхностных частиц породы лучше смачиваться водой, чем нефтью при наличии в пласте обеих фаз. Процесс вытеснения в таких коллекторах идет успешнее, поскольку нефть скользит по пленке воды, выстилающей поверхность пор. Коллектор считается гидрофильным, если Кв>10%.

2. Гидрофобный коллектор. Гидрофобность – свойство частиц поверхности породы лучше смачиваться нефтью, чем водой при наличии обеих фаз. При соприкосновении нефти с такой породой происходят процессы адсорбции – химическое взаимодействие поверхностно-активных веществ нефти с поверхностью минералов. Коллектор считается гидрофобным, если Кв<10%. Процесс извлечения нефти из таких коллекторов затруднен. Коэффициент извлечения нефти значительно ниже вследствие потерь нефти в пласте (горная порода смачивается нефтью, которая прочно удерживается молекулярными силами на поверхности минералов и не может быть извлечена).

Схема размещения флюидов в пласте.

С хема размещения нефти, газа, воды и переходных зон.

1 – газ

2 – газ-нефть

3 – нефть

4 – нефть-вода

5 - вода

Мощность переходной зоны зависит от литологического состава кол-ра, степени его неоднородности, плотности и вязкости флюидов. В высокопористых песчаных кол-рах мощность переходной зоны может составлять десятки см, в неоднородных кол-рах – метры, десятки метров. Чем больше флюиды отличаются по плотности, тем меньше перех зона. Чем меньше радиус пор кол-ра, тем больше мощность перех зоны. В переходной зоне содержание флюидов изменяется от максимальных значений до нуля за счет изменения фазовой проницаемости коллектора, которая определяет степень подвижности флюида. По фазовой проницаемости переходная зона делится на 3 части: нижняя – содержащая преимущественно пластовую воду с минимальным количеством неподвижной нефти (фазовая проницаемость в данной части коллектора имеет максимальное значение для воды и минимальное для нефти Кв1, Кн0). Средняя – содержит относительно подвижные воду и нефть, т.е К’_пр такова, что в пласте могут перемещаться оба флюида. Верхняя – содержит подвижную нефть и неподвижную пластовую воду Кн→1, Кв→0.

4. Понятие о ВНК. Форма поверхности ВНК. Переходная зона. Обоснование положения ВНК по данным опробования скважин. Под ВНК определяют условную поверхность, разделяющую коллектор, насыщенный нефтью и коллектор, насыщенный водой. В промысловой геологии необходимо знать понятие текущей ВНК – это граница в разрабатываемом продуктивном пласте, разделяющая промытую водой часть пласта и зону пласта, содержащую подвижную нефть.

Природная форма поверхности ВНК может быть различной, близкой к горизонтальной, наклонной, выпуклой, вогнутой и т.д. Форма ВНК зависит от: упругих свойств среды, напора и направления движения пластовых вод, термодинамических условий залежи, природного режима залежи.

С началом разработки форма поверхности ВНК существенно изменяется относительно первоначальной. Для того, чтобы определить положение ВНК в залежи необходимо определить отметку ВНК в каждой скважине, вскрывшей ВНК. Поверхность ВНК в разных скважинах имеет разные отметки, в зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и формы ВНК. Информацией о положении контакта в скважине служат следующие данные: лабораторные исследования керна, данные промысловой геофизики, результаты опробования скважин. По данным кернам установить положение ВНК труднее всего, т.к. необходим полный охват пласта-коллектора отбором керна. Наиболее достоверные результаты по керну можно получить при неширокой переходной зоне. В этом случае за ВНК берут подошву переходной зоны. По данным ГИС ВНК определяют чаще всего, за его отметку принимают подошву переходной зоны, которая подсекается на диаграммах КС по резкому падению сопротивления (<10 Ом∙м). Опробование скважин с целью определения положения ВНК проводят после проведения в скважинах ГИС в наиболее интересных для нас интервалах.

Д ля обоснования положения ВНК по залежи строят схему на основе комплексного обобщения имеющихся данных и опробования разведочными и первоочередными добывающими скважинами. Для этого подбирают скважины, дающие информацию о начальном положении контакта. Обычно это скважины, расположенные в водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) части залежи, а также в продук­тивной и водяной частях пласта в непосредственной близости от контакта. В соответствии с гипсометрическим положени­ем изучаемой части разреза на схему наносят колонку каж­дой скважины с указанием на ней интервалов проницаемых пластов. На каждой колонке помещают информацию для обоснования положения ВНК: данные промысловой геофи­зики и исследования керна о характере насыщенности по­род-коллекторов, интервалы перфорации, дату и результаты опробования перфорированных интервалов (дебит нефти, газа и воды; депрессия на пласт; положение искусственных забоев после изоляции опробованных интервалов). На основании нанесенной на схему информации проводят линию, отвечающую среднему положению контакта.

5. Понятие о корреляции разрезов скважин. Типы корреляции. Исходная геологическая информация. Образование осадочных пород – есть результат сложных структурно-тектонических, физико-химических и гидрогеологических процессов, итогом которых является послойное чередование в разрезе толщ различного стратиграфического возраста, литологического состава и различных ФЕС. Корреляция – выделение в разрезах скважин и прослеживание по площади одновозрастных пластов и горизонтов; выяснение условий их залегания, определение постоянства литологического состава и мощности. В зависимости от решаемых задач корреляция может быть:

1. Региональная, проводимая в пределах крупных структур первого порядка с целью общего расчленение разреза, выделения основных литолого-стратиграфических комплексов, а также крупных перерывов в осадконакоплении (PR-V~PZ-D₂, PZ-P₂~KZ-Q).

2. Общая корреляция – проводится в пределах зоны нефтегазонакопления, объединяющей несколько месторождений; или в пределах одного месторождения. Цель – выявление и прослеживания в разрезах разведочных скважин одновозрастных стратиграфических комплексов; в пределах продуктивных пластов – изменение их мощности, абсолютных отметок, и выделение маркирующих горизонтов.

3. Д етальная корреляция – проводится в пределах разведочной площади или месторождения, решает задачу построения первичной геологической модели – выделение в разрезе продуктивных пластов и пропластков, разделяющих их непроницаемых маркирующих горизонтов, характер изменчивости пласта по площади и по разрезу.

Коррелировать (сопоставлять) разрезы скважин можно по различным признакам: 1) Биостратиграфический – по возрасту флоры и фауны, захороненных в осадках. 2) Хроностратиграфический – по показателям, характеризующим одновременность образования пород – какие-либо геохимические показатели или некоторые физико-химические свойства пород. 3) Литологический – литологический состав пород, их свойства.

Перечисленные выше признаки могут быть получены по данным промысловых геофизических исследований скважин с привлечением данных исследования керна. Результаты детальной корреляции используются для составления геологических профилей, структурных карт, карт толщин – статическая модель залежи.

Принципы проведения детальной корреляции.

1. Выявление и учет последовательности напластования пород, т.е. определение согласного и несогласного залегания (наличие в разрезе перерывов, тектонических нарушений, размывов).

2. Взаимное расположение границ одновозрастных пластов: при небольших изменениях мощности пласта кровля и подошва примерно параллельны, границы смежных пластов параллельны.

3. Выделение и прослеживание в разрезе маркирующих (реперных) пластов.

4. Ритмичность осадконакопления – последовательная смена пород разного литологического состава в зависимости от знака колебательных движений. При трансгрессивном цикле (наступление моря) грубозернистость пород увеличивается вверх по разрезу. При регрессии – наоборот.

Методические приемы детальной корреляции. Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выпол­няемых операций, заканчивающихся составлением корреля­ционной схемы, на которой отображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного гори­зонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними.

Детальную корреляцию начинают с выделения реперов и реперных границ, которые позволяют установить характер напластования пород в изучаемом разрезе. Реперы или ре-перные границы необходимо выделять в пределах продук­тивного горизонта, а также непосредственно выше его кров­ли и ниже подошвы.

После выделения реперов производят вы­бор опорного разреза. Опорным называется наиболее пол­ный, четко расчлененный и характерный для площади разрез продуктивного горизонта в какой-либо скважине. На опор­ном разрезе должны четко выделяться все пласты продук­тивного горизонта, реперы и реперные границы. Он исполь­зуется в качестве эталонного при проведении детальной кор­реляции. Следующим этапом работы по детальной корреляции яв­ляется сопоставление разрезов каждой пробуренной на мес­торождении скважины с разрезом опорной скважины. Попарное сопоставление начинают с совмещения реперов, выделенных на каротажных диаграммах. Затем приступают к последовательному сопоставлению разрезов всех скважин между собой в определенном порядке (например, по линии профиля или по типам разрезов). В результате выясняется соотношение в продуктивном го­ризонте пластов-коллекторов и непроницаемых разделов между ними, выдержанность или прерывистость пластов-коллекторов и их частей и др.

Последовательное сопоставление выполняют путем пост­роения корреляционной схемы. После выбора линии привязки начинают непосредственно построение корреляционной схемы.