Учебное пособие предназначено для студентов специальности 130503. 65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Скачать 0.93 Mb.
|
3. Выделение коллекторов в разрезе продуктивного пласта 3.1. Определение литологического состава пород Расчленение продуктивной части разреза скважины заключается в выделении слоев различного литологического состава, в установлении последовательности их залегания и, в конечном итоге, в выделении коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методов, в котором основное место занимают геофизические методы исследования скважин. Методами ГИС в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные, эксплуатационные и др.). Данные ГИС увязываются с геологической информацией, включающей анализ образцов пород (шлама, керна), результаты опробования интервалов на приток, результаты исследований скважин гидродинамическими методами. В терригенном разрезе петрофизические свойства пород во многом обусловлены глинистостью, поэтому здесь наиболее информативны показания электрических методов, методов ПС и ГК. Глинистые породы (аргиллиты) представлены обломочными осадочными породами с размерами частиц менее 0,01 мм. На диаграммах ГИС глинистые породы уверенно выделяются по следующему комплексу признаков: высокие значения метода естественной радиоактивности ГК; низкие показания нейтронных методов НГК или ННК-т; низкие значения удельного сопротивления; положительная аномалия метода ПС; совмещение показаний сопротивлений на диаграмме микрозондов; увеличение диаметра скважины по сравнению с номинальным. Песчаники (размер частиц от 0,1 до 1 мм), являющиеся поровыми коллекторами, выделяются в терригенном разрезе по наибольшему отклонению кривой метода ПС от линии глин и минимальной гамма-активности на кривой ГК, в пористых песчаниках отмечается сужение диаметра скважины и положительная аномалия сопротивлений на диаграммах микрозондов. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают крупнозернистые песчаники с преобладающим размером частиц от 0,5 до 1 мм. Для среднезернистых и мелкозернистых песчаников (с размерами частиц соответственно 0,1-0,25 мм и 0,25-0,5 мм) по мере уменьшения крупности зерен коллекторские свойства пород ухудшаются. Алевролиты, как промежуточная по размеру частиц фракция между аргиллитами и песчаниками (от 0,01 до 0,1 мм), характеризуются и промежуточными показаниями геофизических методов. Для их пористых разностей наблюдаются повышенные показания метода ГК в сравнении с песчаниками. Карбонатные породы (известняки и доломиты) в основном различаются по типу пустотного пространства и емкостным характеристикам. При выделении поровых коллекторов в карбонатном разрезе наиболее информативны нейтронные и акустические методы. Карбонаты характеризуются широким диапазоном изменения удельных сопротивлений, низкими значениями естественной радиоактивности, высокими значениями нейтронных методов (возрастающими с увеличением плотности породы), зависимостью величины диаметра скважины от структуры пустотного пространства (в плотных разностях dc=dH, в карстовых полостях dc»dH, в карбонатных породах с трещинным пустотным пространством возможно dc>dH, в породах с межзерновой пористостью dc<dH). Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризуются очень высокими значениями удельного сопротивления, минимальными значениями метода ГК, максимальными показаниями нейтронных методов, номинальными значениями dc. От полноты комплекса геофизических исследований, обоснованности его выбора для конкретных условий, освещенности разреза керном зависит степень детальности расчленения разреза скважины. При решении задач промысловой геофизики используется весь комплексов методов ГИС. На рис.3 приведен пример комплексной интерпретации результатов ГИС терригенных визейских отложений Майкорского месторождения. В верхней части разреза пласт Тл представлен переслаиванием аргиллитов (высокие показания ГК, увеличение диаметра скважины) и глинистых алевролитов (повышенные показания ГК). Продуктивность скважины связана с пластом Бб, в котором по данным интерпретации ГИС в интервале отметок глубин 1789,0-1798,4 м выделен нефтенасыщенный коллектор (низкие показания ГК, сужение диаметра скважины). В интервале отметок глубин 1792,8-1794,4 м по увеличению показаний ГК выделяется заглинизированный пропласток. Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет определить в каждой скважине эффективные толщины пластов. При изучении разрезов скважин выделяются: общая толщина горизонта (пласта) – расстояние от кровли до подошвы; эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом толщины прослоев неколлекторов; нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная суммарной толщине прослоев нефтенасыщенных (газонасыщенных) коллекторов. В чисто нефтяной (газовой) зоне залежи во внутреннем контуре нефтеносности (газоносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной (газонасыщенной). В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК или ГВК. Значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно существенно. С целью графического отображения геологической информации, отображающей распределение толщин, строятся карты изопахит (линий равных толщин). Р  ис.3. Интерпретация разреза скважины по данным геофизических методов исследований. Майкорское месторождение (Пермский край).3.2. Расчленение продуктивной части разреза Выделению коллекторов по данным ГИС способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые часто разрушаются при бурении. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубине. Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности. Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности следующих характеристик – наибольшему отклонению кривой метода ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при фильтрации бурового раствора в проницаемую породу. Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно электрическое микрозондирование, нейтронный гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж. Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гамма-каротажную кривую. Коллекторы в карбонатном разрезе имеют различную структуру пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофизическим материалам весьма сложно. Петрофизические свойства порового карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расчленении разреза на плотные и пористые породы. Основными в комплексе методов выделения пористых карбонатов являются нейтронные методы (низкие показания НГК и ННК-т в поровых разностях). В целом можно говорить о снижении информативности показаний методов ГИС для пропластков менее 1 метра, особенно для карбонатных пластов. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены при привлечении к анализу данных микрозондирования. Задача выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород значительно усложняется, специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретация здесь обычно весьма индивидуальна для конкретных пластов. Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс ГИС, включающий методы, наиболее информативные в конкретных условиях. 3.3. Емкостные свойства пород-коллекторов Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, которые могут быть представлены порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней межгранулярных пор. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях единицы или процентах. Различают пористость общую и открытую. Общая (абсолютная) пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные, так сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом общей пористости называется отношение суммарного объема всех пор в образце породы к объему образца: КОБЩ..П = VПОР / VГП , где КОБЩ.П – коэффициент общей пористости; VПОР – общий объем пор образца породы; VГП – объем образца горной породы. Открытая пористость образуется сообщающимися порами: КП = VС..ПОР / VГП , где КП - коэффициент открытой пористости; VС..ПОР – объем сообщающихся пор образца породы; VГП – объем образца горной породы. В нефтяной геологии необходимо знание величины именно открытой пористости, которая зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, гранулометрического состава слагающих породу частиц и степени их сцементированности. Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах - от нескольких процентов до 30%. Количественно КП определяется по образцам в лаборатории или по данным геофизических исследований скважин. Наиболее тесная связь пористости с показаниями ГИС отмечается для методов сопротивления, нейтронных и акустического. Для неглинистых терригенных коллекторов оценка открытой пористости может быть произведена по методу ГК. Сопоставив для интервалов с отбором керна значения КП с показаниями геофизических методов, строят зависимости типа керн-ГИС. На основе зависимостей керн-ГИС для всего фонда скважин, в том числе пробуренных без отбора керна, возможна объективная оценка КП.  Рис.4. Зависимость коэффициента открытой пористости от показаний метода ГК. Пласт Мл. Мало-Усинское месторождение (Пермский край) На рис.4 приведен пример зависимости типа керн-ГИС, по которой, зная показания разностного показателя ΔIg, возможно оценить величину КП. Например, при значении ΔIg=0,20 открытая пористость коллекторов по ГИС принимается равной 18%, для чистых от глин коллекторов ΔIg=0 и соответственно КП=0,25. По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: сверхкапиллярные – диаметром 2-0,5 мм; капиллярные – 0,5-0,0002 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил, в субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента общей пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.). К поровому типу относятся практически все терригенные коллекторы. В песчаниках и алевролитах общая пористость обычно на 5-6% больше открытой. Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн, что свойственно карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот в виде пор выщелачивания с диаметром каверн до 2 мм, ко вторым – с рассеянными в породе более крупными кавернами, размеры которых достигают нескольких сантиметров. Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с поровыми, поскольку для них открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 15%, но может быть и больше. Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1-2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными. Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макро-кавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости. Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам. По величине раскрытости трещин выделяют макротрещины шириной более 40-50 мкм и микротрещины шириной до 40-50 мкм. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе из таких интервалов керн распадается на части. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Микротрещиноватость изучают на больших шлифах или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см. Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1-2%. Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей. Коллектор является чисто трещинным, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Однако матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью. Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе. Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложное пустотное пространство пород-коллекторов. При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных. В чистом виде трещинные коллекторы встречаются весьма редко. Коллекторы смешанного типа более свойственны карбонатным породам. Нефте- и газонасыщенные пласты всегда содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенках пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве. Коэффициентом нефтенасыщенности КН (газонасыщенности КГ) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к его суммарному объему: КН = VН / VС..ПОР , где КН - коэффициент нефтенасыщенности; VН – объем нефти в образце горной породы; VС..ПОР – объем сообщающихся пор образца породы. Коэффициентом водонасыщенности КВ коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот. Для нефтенасыщенного коллектора: КН + КВ = 1. При подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов нефте- и газонасыщенности. Величину коэффициента нефтенасыщенности КН (также как и КГ) находят через содержание остаточной воды как разность: КН = 1– КВ. Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов керна или по данным ГИС. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными. В гидрофильных породах процесс вытеснения нефти из пустотного пространства протекает легче, чем в гидрофобных. Иногда к гидрофобным условно относят породы, содержащие менее 10% остаточной воды (КВ<0,1). Однозначный вывод о гидрофобизации пород можно сделать только на основе определений их смачиваемости в лабораторных условиях. 3.4. Фильтрационные свойства пород-коллекторов Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность пропускать через себя жидкости и газы при создании перепада давления (депрессии). Такое свойство горных пород называют проницаемостью k. В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазная фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазная фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды. В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. Под абсолютной понимается проницаемость, определенная при условии насыщения породы однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Абсолютная проницаемость зависит только от свойств самой породы. Физический смысл проницаемости заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит движение флюидов. При оценке проницаемости используют размерность мкм2 (внесистемная единица Дарси – Д) или 10-3 мкм2 (мД). Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах – от нескольких тысячных до единиц мкм2. Среди разрабатываемых широко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,03-1,0 мкм2. Фазовой называется проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. Фазовая проницаемость закономерно уменьшается по мере уменьшения объемной доли данной фазы в фильтрационном потоке. Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. С ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемости нефти и газа снижаются, для воды - увеличиваются. Зависимость изменения относительных проницаемостей для нефти и воды при росте коэффициента водонасыщенности приведена на рис.5. При КВ>0,70 фазовая проницаемость по нефти для пласта Бб Шатовского месторождения становится равной нулю, после чего нефть не участвует в процессе фильтрации. Для месторождений нефти на конец их разработки, когда продуктивный пласт интенсивно промыт водой, некоторая доля остаточных запасов нефти всегда остается в пласте. При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость продуктивных пластов определяют по результатам гидродинамических исследований скважин или по установленным на образцах керна петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости или нефтенасыщенности пород, с ростом которых для поровых коллекторов k увеличивается. Пример такой устойчивой зависимости k=f(КП) для пласта Тл Западно-Ельниковского месторождения приведен на рис.6, где максимальная проницаемость (k>0,1 мкм2) характерна для коллекторов с высокой пористостью (КП>0,20). 3.5. Детальная корреляция разрезов скважин В строении осадочной толщи, в том числе и продуктивных отложений, принимают участие породы, различающиеся по времени образования, литологическому составу, коллекторским свойствам и т.п. Осадочные породы обладают свойством слоистости и располагаются в геологическом разрезе в определенной последовательности чередования пачек, пластов, слоев с разными свойствами.  Рис.5. Зависимость относительных проницаемостей от коэффициента водонасыщенности. Пласт Бб. Шатовское месторождение (Пермский край)  Рис.6. Зависимость абсолютной проницаемости от коэффициента открытой пористости. Пласт Тл. Западно-Ельниковское месторождение (Удмуртия) Выделение в разрезе и прослеживание по площади на основе сопоставления разрезов скважин одноименных комплексов, горизонтов и пластов, выяснение условий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляют с помощью корреляции разрезов скважин. При выполнении корреляции за основу берется интерпретация геофизических исследований скважин, данные исследований керна и опробования скважин. В зависимости от решаемых задач различают региональную, общую и детальную корреляцию. Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции. Общую корреляцию выполняют в пределах месторождений с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев. Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции – обеспечить построение модели, адекватной реальному геологическому объекту. При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного пласта, определения его расчлененности на пропластки, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта и др.  Рис.7. Корреляционная схема. Пласт Т. Падунское месторождение (Пермский край) Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, слагающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, которые могут полностью или частично замещаться алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами. В карбонатных разрезах границы между выделенными пропластками могут становиться нечеткими вследствие вторичных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна. Пример построения корреляционной схемы для карбонатных отложений приведен на рис.7. Из рис.7 видно, что пласт Т не выдержан по толщине. Максимальные общие толщины он имеет в скважинах 257, 292, минимальную толщину – в скважине 183. При детальной корреляции важное значение имеет выделение в разрезе реперов и реперных границ. Репером называется выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Иногда на диаграммах четко фиксируется только одна граница пласта (его подошва или кровля). Хорошими реперами являются прослои, представленные глинами (аргиллитами), так как обычно они залегают на значительной площади и имеют четко выраженные граничные поверхности. На диаграммах ГИС глины четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС и ГК. На основе детальной корреляции выполняются все геологические построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят точность подсчета запасов, обоснованность принимаемых при разработке технологических решений, надежность прогноза конечного нефтеизвлечения и др. 4. Запасы месторождений нефти и газа 4.1. Степень изученности месторождений нефти и газа. Категоризация запасов Изучение потенциально нефтегазоносных объектов направлено на их локализацию и выявление залежей нефти и газа. До того момента, пока первая скважина не вскрыла продуктивный пласт, можно лишь предполагать наличие в нем залежи углеводородов, что устанавливается опробованием или с помощью комплекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т.е. факт выявления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресурсы. Масса нефти и конденсата (тыс.т) и объем газа (млн м3) на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами. На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета. Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Чем выше степень изученности залежи, тем достовернее подсчитанные запасы и выше их категорийность. Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании площадных геолого-геофизических исследований (прежде всего сейсморазведка) и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью. Масса нефти и конденсата (тыс. т) и объем газа (млн. м3) на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами. Ресурсы по степени их изученности и обоснованности подразделяются на прогнозные – категории Д1, Д2 и перспективные – категория С3. Прогнозные ресурсы оцениваются на стадиях региональных работ в районах, по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона (категория Д1) и для территорий, где промышленная нефтегазоносность еще не доказана (категория Д2). К категории С3 относят ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на предварительно оцененные – категория С2 и промышленные (разведанные) категории А, В, C1. Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые. Категория С2 – запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий или в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями. Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей. Категория C1 – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения. Категория В – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы по категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения. Категория А – запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие). 3апасы по категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения. 4.2. Промышленная ценность месторождений Как собственник недр государство ведет учет принадлежащих ему полезных ископаемых. С целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых, который содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов месторождений каждого вида полезных ископаемых, имеющих промышленное значение, а также об их размещении, степени промышленного освоения, добыче, потерях и обеспеченности промышленности разведанными запасами. Находящиеся в недрах запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющие промышленное значение, относят к геологическим запасам. В геологических запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства природных ресурсов МПР РФ. На месторождениях, введенных в разработку, классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий C1 и С2 в более высокие категории по данным бурения и исследования добывающих скважин, а в необходимых случаях – по данным доразведки. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, геологические и извлекаемые запасы категорий A+B+C1 изменяются по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, необходимо проводить пересчет запасов. Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание запасов категорий A+B+C1, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа. При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания, эффективной нефте(газо)-насыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их нефте(газо)-насыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. 4.3. Геолого-промысловые характеристики залежей нефти и газа Нефтяные залежи по ряду геолого-промысловых признаков классифицируются следующим образом. По коллекторским свойствам: - низкопроницаемые – до 50·10-3 мкм2; - проницаемые – от 50 до 100·10-3 мкм2; - высокопроницаемые – более 100·10-3 мкм2. По вязкости нефти: - маловязкие – до 10 мПа·с; - повышенной вязкости – 10-30 мПа·с; - вязкие – 30-60 мПа·с; - высоковязкие – 60-3000 мПа·с; - сверхвязкие (битуминозные) – 3000-10000 мПа·с; - природные битумы – более 10000 мПа·с. По содержанию серы: - малосернистые – массовая доля серы до 0,6%; - сернистые – от 0,6 до 1,8%; - высокосернистые – от 1,8 до 3,5%; - особо высокосернистые – более 3,5%. По плотности нефти (при температуре 20ºС): - особо легкие – до 830 кг/м3; - легкие – от 830 до 850 кг/м3; - средние – от 850 до 870 кг/м3; - тяжелые – от 870 до 895 кг/м3; - битуминозные – свыше 895 кг/м3. По начальному значению дебитов скважин: - низкодебитные – до 7 т/сут; - среднедебитные – 7-25 т/сут; - высокодебитные – более 25-200 т/сут; - сверхвысокодебитные – более 200 т/сут. Нефтяные месторождения по величине извлекаемых запасов подразделяются: - мелкие – менее 15 млн. тонн; - средние – от 15 до 60 млн. тонн; - крупные – от 60 до 300 млн. тонн; - уникальные – более 300 млн. тонн. Помимо указанных характеристик влияние на выбор систем разработки, эффективность эксплуатации месторождений нефти и в конечном итоге на перспективы нефтеизвлечения оказывают строение природных резервуаров, их неоднородность и расчлененность, условия залегания пород, режим залежей, тип цемента и т.д. С учетом этого геолого-физические условия залежей подразделяют на благоприятные для извлечения нефти с применением традиционных методов заводнения и неблагоприятные. Соответственно этому все разведанные запасы делятся на сравнительно легко извлекаемые (активные) и трудноизвлекаемые. К группе активных относят запасы, при разработке которых традиционными методами вытеснения нефти водой обеспечиваются высокие темпы отбора и проектный коэффициент извлечения нефти КИН более 0,4-0,5. Это преимущественно запасы залежей, содержащих маловязкие нефти (до 10 мПа·с) в высокопродуктивных коллекторах. Под трудноизвлекаемыми понимают запасы, для которых при традиционных методах вытеснения характерны низкие темпы отбора и проектный КИН не более 0,2-0,3. Эта группа включает запасы всех залежей с повышенной и высокой вязкостью, а также залежи маловязких нефтей в слабопроницаемых коллекторах, водо-нефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 м) и незначительной долей нефтенасыщенной части пласта в общей толщине коллектора, а также залежи в нетрадиционных коллекторах. Месторождения природных газов в зависимости от состава и свойств насыщающих их флюидов, подразделяются на: - газовые - насыщены легкими углеводородами парафинового ряда с содержанием метана до 98%; - газоконденсатные - насыщены углеводородами парафинового ряда в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления; - газонефтяные - имеют газовую шапку и нефтяную оторочку; - газогидратные - содержат в продуктивных пластах газ в твердом гидратном состоянии. Месторождения природного газа по величине извлекаемых запасов подразделяются на: - мелкие – менее 40 млрд. куб. метров; - средние – от 40 до 75 млрд. куб. метров; - крупные – от 75 до 500 млрд. куб. метров; - уникальные – более 500 млрд. куб. метров. 5. Геологическое моделирование залежей углеводородов 5.1. Виды геологических моделей залежей углеводородов Различают два вида промыслово-геологических моделей залежей: статические и динамические. Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: - геометрию начальных внешних границ залежи; - условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; - границы залежи с разным характером насыщения коллекторов (нефть, газ, вода); - геометризацию частей залежи с разными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЭС) коллекторов. Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др. Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи. Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов. В динамической модели должны быть отражены: - текущие внешние границы залежи; - зоны «промытого» водой или другими агентами объема залежи; - границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования; - фактическая динамика годовых показателей разработки; - состояние фонда скважин; - текущие термобарические условия во всех частях залежи. Важное место при статическом моделировании занимает решение задачи геометризации залежи. Форма залежи отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии – положение литологических и дизъюнктивных границ залежи. Внутреннее строение залежи отражают путем составления детальных корреляционных схем, геологических разрезов (профилей), различных карт в изолиниях или условных обозначениях. При динамическом моделировании также широко используют графическое моделирование –построение карт поверхностей нефти и внедрившейся в залежь воды, графиков и карт разработки, карт изобар и др. В настоящее время для решения задач геометризации залежи широко используются трехмерные цифровые геологические модели. Под цифровой трехмерной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора трехмерных цифровых кубов. Программный комплекс геологического моделирования должен иметь возможность оперативного внесения новых полученных данных в геологическую модель и возможность ее оперативной корректировки с учетом полученной новой геологической информации. |
Похожие:
 | В. А. Мордвинов разработка и эксплуатация Учебно-методическое пособие предназначено для студентов очной и заочной форм обучения (специальность 130503 рнгм) и слушателей, обучающихся... |  | Методические указания для выполнения самостоятельных работ По учебной дисциплине Методические указания и задания для студентов по выполнению самостоятельных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»для... |
| Утвержден Общая характеристика специальности 0906 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений | | Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... Рабочая программа предназначена для изучения информатики и икт по специальности 131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых... |
| Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... Специальность по фгос спо 131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений | | Методические указания по прохождению первой учебной практики для... Одним из важных этапов в подготовке специалистов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» является учебная практика... |
| Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников... Бурение нефтяных и газовых скважин" (регистрационный номер 12-0907-Б), утвержденными 16. 05. 2002, ис примерной программой дисциплины... | | Учебно-методическое пособие (для специальности рэнгм) Ижевск 2005 Целью изучения дисциплины является образование базы знаний о движении жидкостей, газов и их смесей в пористых горных породах, то... |
| Учебное пособие для студентов специальности 271200 «Технология продуктов... Учебное пособие предназначено для студентов вузов, аспирантов и преподавателей, может быть полезно практическим работникам | | Учебное пособие предназначено для студентов очного, заочного и вечернего... Учебное пособие предназначено для студентов очного, заочного и вечернего обучения специальности 200101 «Приборостроение» при изучении... |
| Методические указания для выполнения самостоятельных работ По Профессиональному модулю пм 01 «Проведение буровых работ в соответствии с технологическим регламентом» мдк 01. 01 «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»для... | | Учебное пособие Москва 2014 министерство образования и науки российской федерации Учебное пособие предназначено для студентов и преподавателей исторических факультетов, обучающихся по специальности «История», а... |
| Лезина О. В., Федоров И. В. Управление знаниями в организации: Учебное... Учебное пособие предназначено для студентов, магистрантов, аспирантов и преподавателей высших учебных заведений, а также практиков,... | | Рабочая программа учебной дисциплины история развития бурения нефтяных и газовых скважин Ос спгги) для направления подготовки: 131000 «Нефтегазовое дело» по профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» первого уровня высшего... |
| Психология Учебное пособие Учебное пособие предназначено для студентов заочного отделения и обучающихся в сокращенные сроки | | Имени И. М. Губкина Направление подготовки бакалавра 130500 «Нефтегазовое дело» (факультет разработки нефтяных и газовых месторождений) |
