Составление типового и сводного разрезов

Предварительно введем понятия истинной (нормальной), вер­тикальной и видимой мощностей пластов.

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется истинной (нормальной) мощностью пласта /г_н. Верти­кальная мощность h равна расстоянию между кровлей и подошвой пласта по вертикали. Вертикальная мощность пластов вскры­вается вертикальной скважиной. При угле падения пласта б h = hj cos б.

Скважина, пройденная с отклонением от вертикали, вскры­вает так называемую видимую мощность пласта /г_вид. Если сква­жина перпендикулярна к плоскости напластования, видимая мощность равна истинной. Во всех остальных случаях она больше истинной. Видимая мощность равна вертикальной, если скважина прошла пласт вертикально. Если пласт залегает наклонно, то при отклонении скважины от вертикальной оси в сторону падения пласта видимая мощность будет больше вертикальной (рнс. 87, а). При отклонении в сторону восстания видимая мощность может быть меньше, равна и больше вертикальной (рис. 87, б). При го­ризонтальном залегании пласта и отклонении скважины на угол i от вертикальной оси видимая мощность будет больше вертикаль­ной (рис. 87, в).

Изучение комплекса осадочных и продуктивных пород, вскры­тых скважинами на месторождении или разведочной площади, заканчивается составлением типового и сводного разрезов. Типо­вой разрез обобщает данные о строении продуктивной толщи в пределах одной или нескольких залежей с учетом особенностей нефтегазоносности, условий залегания пластов, их литологии и

 

изменения мощности пласта. Он графиче­ски характеризует тип разреза. В типовом разрезе учитываются видимые мощности, поэтому на нем можно показывать диа­граммы стандартного метода и кавернограмму. Для этой цели используется диаграмма с наи­более характерным для залежи продуктивным разрезом в мас­штабе 1: 200. На нем показы­ваются литологическая колонка с возможными литолого-фациальными изменениями внутри пластов, минимальные и Мак­симальные мощности страти­графических комплексов, глу­бины, нефтегазопроявления и стратиграфическая колонка.

Типовой разрез служит осно­вой для составления проектных разрезов новых скважин, что облегчает контроль за их буре­нием.

На месторождение или груп­пу месторождений, где перечис­ленные выше параметры не претерпевают существенных из­менений, обычно составляют один, характерный для площа­ди типовой разрез. Если в какой-либо части исследуемого месторождения происходят существенные изменения в усло­виях осадконакопления, характере нефтегазоносности и т. п., то для этого участка составляют свой типовой разрез.

Рис.88 Сводный геолого-геофизический разрез

В сводных геолого-геофизических разрезах учитываются макси­мальные видимые мощности стратиграфических комплексов, прой­денных различными скважинами на месторождении или разве­дочной площади (рис. 88). Для составления сводной каротажной диаграммы весь разрез делят на ряд интервалов, каждый из ко­торых соответствует какому-либо крупному стратиграфическому комплексу. Для выделенных интервалов подбирают каротажные диаграммы скважин, вскрывших в этом интервале максимальную мощность. Подобранный таким образом отрезок диаграммы пере­носят на сводный разрез вместе с литологической колонкой этого же интервала. Около каждого пласта фиксируются макси­мальная и минимальная мощности. На чертеже обязательно должны быть указаны места газонефтепроявлений. Слева от литологической колонки вычерчивают стратиграфическую колонку, в которой указывают возрастную принадлежность всех выделенных подразделений разреза. Какие существуют геологические методы исследований скважин?

 

Контрольные вопросы:

1. Какие существуют геологические методы исследований скважин?

2. Что такое корреляция разрезов скважин?

3. Что такое репер?

4. Что представляет собой геологический профиль?

5. Что представляет собой карты топографического порядка?

6. Методы построения структурных карт?

7. Для чего служит основой типовой разрез?

8. Что такое сводный разрез?

9. Что из себя представляет структурная карта?

 

Занятие № 24

Тема 24. Выделение коллекторов в однородных и неоднородных продук­тивных пластах

 

Практика показывает, что однородные продуктивные пласты, содержащие залежи нефти и газа, представляют собой редкое явление. Большинству пластов присуща геологическая неодно­родность.

Геологическая неоднородность продуктивных пластов

Неоднородность продуктивных пластов обусловлена разли­чиями гранулометрического состава 'пород, формы частиц и их упаковки, степени отсортированное™ коллекторов, состава це­ментирующего материала, а также уплотнения осадков. Она проявляется в изменчивости пород по площади и разрезу, а также в различного рода литолого-фациальных замещениях — песчани­ков алевролитами и глинами, алевролитов глинами, известняков мергелями и т. п., т. е. литолого-фациальная изменчивость сво­дится к замещению хорошо проницаемых пород малопроницае­мыми и непроницаемыми. Неоднородность, связанная с измене­нием коллекторских свойств продуктивных пластов и их литолого- фациальной изменчивостью, называется микронеоднородностью. Наряду с этим в продуктивных пластах различают макронеодно­родность, которая выражается в расчлененности пластов на ряд проницаемых прослоев по площади и разрезу, в изменении мощ­ности отдельных прослоев. Микро- и макронеоднородность из­учаются геологическими и вероятностно-статистическими мето­дами. Однако, прежде чем оценить неоднородность, необходимо выделить коллекторы в пределах продуктивного пласта.

Выделение эффективной мощности пласта по прямым качественным признакам

Вследствие ограниченности отбора керна выделение коллек­торов в продуктивном разрезе основывается на геофизических методах исследования скважин и осуществляется по прямым качественным признакам.

В терригенных породах при вскрытии продуктивных пластов на глинистом растворе, менее минерализованном, чем пластовая вода, и при создании противодавления на пласт к основным пря­мым качественным признакам относят следующие (по Б. Ю. Вен- делыитейну, Р. А. Резванову):

1) сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным, фиксируемое на кавернограмме; присутствие глинистой корки, фиксируемое на коркограмме;

2) положительное приращение на диаграмме микрозондов; при этом на общем фоне невысоких значений показания микро­потенциал-зонда выше показаний микроградиент-зонда;

3) изменение показаний различных геофизических методов во времени, отражающее формирование зоны проникновения в коллектор фильтрата глинистого раствора.

Для выделения коллекторов межзернового типа в карбонатном разрезе применимы те же прямые качественные признаки. Так как на величину межзерновой пористости в карбонатных породах существенное влияние оказывает содержание нерастворимого остатка, выделение коллекторов осуществляют путем сравнения кривой Б К (экранированного зонда) с кривой НГМ, имеющих одинаковый масштаб пористости.

Вследствие ряда факторов, связанных с качеством раствора, и по другим причинам геофизические методы не всегда надежны. Пласты, выделенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков. В связи с этим воз­никла необходимость определения кондиционных пределов пара­метров продуктивных пластов (количественных критериев).

Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов

Кондиционными называют такие минимальные значения пара­метров пластов, при которых флюид может поступать в скважину.

При выделении коллекторов по количественным критериям определяющими должны служить параметры, характеризующие их фильтрационные свойства: проницаемость по керну и другие параметры по геофизическим данным. Особо должно учитываться кондиционное значение глинистости. Такой подход обусловлен тем, что именно фильтрационные свойства пород определяют возможность получения притока в скважине. Основными призна­ками, характеризующими породу как коллектор, следует считать получение из нее при опробовании скважины нефти, газа или воды, а также определенную. величину притока. Параметром, отражающим эти признаки, является удельная продуктивность скважин q, рассчитываемая по формуле q = Q/(Aph _эф. _оп), где Q — начальный дебит в скважине по нефти или воде в т/сут или по газу в м³/'сут; Ар — депрессия, МПа; Н_эф. _оп — эффективная мощность опробованной части пласта или его прослоя, м.

Для определения кондиционного предела коллектор—некол­лектор (К—НК) исследуется статистическая связь между одним из геофизических параметров (а_сп, J_ny, пористостью по геофизи­ческим данным и т. п.), характеризующими продуктивные интер­валы пласта, и удельной продуктивностью скважин в этих интер­валах.

За кондиционные берутся такие значения, например а_сп, определенные по геофизическим данным, которым на указанной

 

 

Рис. 89. Обоснование кондиционных пределов продуктивных пластов по удельной продуктивности скважины

^аСП конд = 0.⁵³; 'g *пр. конд —!>⁰⁸

 

зависимости соответствует значение удельной продуктивности, равное нулю (рис. 89).

Чтобы на диаграммах скважин выделить эффективную мощность проницаемого пласта (прослоя), сначала используют прямые ка­чественные признаки. Затем около интервалов каждого прослоя подписываются значения а_сп и отмечается мощность, которой это значение соответствует. Если а_сп какого-либо интервала внутри прослоя или всего прослоя в целом окажется меньше кон­диционного значения, то такие непроницаемые интервалы отбрако­вываются. Таким образом учитываются кондиционные пределы по мощности пласта (прослоя). Необходимо также установить границы распространения проницаемого пласта (прослоя) по площади.

Построение карты поверхности топографического порядка

Любая закономерность графически может быть выражена с помощью карты поверхности топографического порядка.

Картами поверхности топографического порядка являются карты изменения по площади любого параметра (мощности, высоты, а_сп, J_ny, пористости и т. п.), выраженного в изолиниях.

Прямые способы построения карт основаны на принципах интерполяции и экстраполяции.

Интерполяция — это определение положения на карте равных значений исследуемого параметра, кратных принятому сечению, между двумя скважинами, величина параметра в кото­рых известна.

Экстраполяция заключается в определении положе­ния таких же значений в неизученной области за пределами одной из скважин с учетом размеров заложений между скважинами в изученной области

Основным прямым способом построения различного рода карт является способ треугольников. Суть его заключается в сле­дующем.

Все ближайшие скважины соединяются непересекающимися линиями, которые образуют сеть треугольников.

С помощью интерполяции на сторонах треугольника находят положения отметок, кратных принятому сечению (рис. 90), через которые будут проводиться изолинии. Эту операцию можно упростить, если пользоваться палеткой (высотной арфой), которая представляет собой ряд параллельных прямых линий, проведен­ных на одинаковом расстоянии (1—2 мм) друг от друга. После того, как установлено положение отметок, все точки, имеющие одинаковые отметки, соединяют сплошными плавными изоли­ниями.

Заложением называется горизонтальная проекция кратчайшего расстоя­ния между двумя изолиниями.

Контрольные вопросы:

1. Что такое интерполяция и экстраполяция?

2. Что такое ВНК, ГВК, ГНК?

3. Почему в пласте земной коры нефть, вода и газ не перемешиваются?

4. Как определяется внешняя и внутренняя граница контактов ВНК и ГНК?

5. Картами поверхности топографического порядка являются?

6. Эффективная мощность проницаемого пласта?

7. Что такое кавернограмма?

8. Что такое макронеоднородность и микроноеднородность

 

 

Занятие № 25

Тема 25. Режимы нефтяных залежей

 

На каждом этапе разработки добыча нефти и газа осуще­ствляется под преимущественным воздействием одного, иногда нескольких источников пластовой энергии.

Характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт, называется режимом залежи.

О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов скважин, пластовых давлений, газовых факторов и по продвиже­нию краевых вод.

Названия режимам принято давать по характеру проявления основных источников пластовой энергии в определенный период эксплуатации. В соответствии с этим выделяют следующие есте­ственные режимы нефтяных залежей водонапорный, упруго-водонапорный, режим растворенного газа, газонапорный (или режим газовой шапки) и гравитационный.

Кроме перечисленных режимов в залежах могут проявляться смешанные режимы, возникающие при одновременном действии двух или нескольких источников пластовой энергии.

Распознавание режима работы залежи на ранней стадии позво­ляет более обоснованно проектировать рациональную систему разработки залежи, обеспечивающую максимальное извлечение нефти и газа из недр.

Водонапорный режим

Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме является напор краевых (подошвенных) вод. Краевые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из пласта нефти. Тем самым в пласте поддерживается давление.

Постоянство напора краевых вод зависит от ряда геологиче­ских и гидрогеологических факторов, к которым относят близкое расположение залежи к области питания, хорошую сообщаемость между залежью и областью питания с высоким расходом поверх­ностных и атмосферных вод и большую разницу между их гипсо­метрическими уровнями. Быстрая передача давления от контакта нефти с водой к забоям добывающих скважин обеспечивается. высокой проницаемостью пласта-коллектора, не осложненного различного рода фациальными замещениями.

В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти яв­ляется основным показателем, определяющим изменение пласто­вого давления. Он может достигать 7—8 % от начальных извле­каемых запасов нефти в залежи.

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне (рис. 101). Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени.

Под действием постоянного напора краевых вод происходят постепенный подъем водонефтяного кон­такта и обводнение добывающих скважин. В конечный период разработки, когда большинство скважин обводнилось и отключено, годовые отборы резко сни­жаются, а пластовое давление возрастает.

Водонапорный режим яв­ляется самым эффективным ре­жимом. Для него характерен очень высокий коэффициент извлечения нефти, иногда до 0,8. Такая нефтеотдача дости­гается только при соблюдении оптимальных темпов отбора

Упруго-водонапорный режим

 

При упруго-водонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упру­гие силы воды, нефти и пород, сжатых в недрах давлением.

Проявление упругих сил обусловлено слабым напором краевых вод, не обеспечивающим под­держание пластового давления при устанавливаемых годовых темпах отбора нефти 4—5 % от начальных извлекаемых запасов. Для залежей с упруго-водонапорным режимом характерна слабая связь с областью питания, обусловленная удаленностью от нее, низкой проницаемостью и резкой неоднородностью пластов-кол­лекторов. Начальное пластовое давление значительно выше дав­ления насыщения.

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя обра­зуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зерна породы под действием упругих сил начинают рас­ширяться, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая упру­гие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водо­носную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющихся воды и зерен породы на огромной площади.

Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вслед­ствие этого возрастает процент обводненности продукции.

При упруго-водонапорном режиме пластовое давление сначала понижается, а затем поддерживается постоянным в зависимости от текущих и суммарных отборов нефти из пласта, но выше давления насыщения.

 

 

 

 

 

 

В связи с этим газовый фактор в процессе эксплуа­тации остается без изменения. Если увеличивать темпы отбора, пластовое давление будет снижаться и, когда оно окажется меньше давления насыщения, в залежи начнет проявляться менее эффек­тивный режим растворенного газа (рис. 102).

При упруго-водонапорном режиме коэффициент извлечения нефти не превышает 0,45.

Чтобы увеличить темпы отбора нефти, в залежах с упруго-водонапорным режимом необходимо постоянно поддерживать пла­стовое давление путем закачки воды в пласт, т. е. создавать тем самым искусственный водонапорный режим.

Режим растворенного газа

 

Упругость расширяющихся пузырьков растворенного газа представляет собой основную форму пластовой энергии в залежах нефти, не имеющих никакой или почти никакой гидродинамической связи с краевыми водами. В залежах с этим режимом началь­ное пластовое давление примерно равно давлению насыщения. В связи с этим уже после первых отборов нефти пластовое давле­ние оказывается ниже давления насыщения (рис. 103).

В резуль­тате начинается высвобождение энергии растворенного газа путем образования и расширения пузырьков. В этот момент они придают образующейся газонефтяной смеси высокую степень упругости, способствуют уменьшению вязкости нефти и облегчают движение смеси к забоям добывающих скважин. Рассматриваемый период разработки залежи характеризуется постоянным снижением пла­стового давления, относительным постоянством газового фактора ростом текущих отборов до максимума.

Увеличиваясь в размере и обладая большей по сравнению с нефтью подвижностью, пузырьки газа прорываются к забоям скважин, опережая фильтрацию нефти. В этот период резко возрастает газовый фактор и снижается фазовая проницаемость для нефти. В то же время нефть, потеряв основную часть раство­ренного в ней газа, становится более вязкой и менее подвижной. Поэтому, несмотря на продолжающееся падение пластового давле­ния, текущие отборы нефти начинают резко снижаться до ми­нимума.

В связи с тем, что содержание растворенного газа в нефти ограничено, его энергия падает, выделение газа из нефти прекра­щается. В итоге газовый фактор снижается до минимума.

Таким образом, при режиме растворенного газа темп падения пластового давления зависит от суммарного отбора нефти и газа. Изложенное выше свидетельствует о низкой эффективности режима растворенного газа. Коэффициент извлечения нефти колеблется в зависимости от условий в пределах 0,1—0,3.

Для повышения эффективности разработки залежей с режимом растворенного газа применяют различные методы поддержания пластового давления: обратную закачку в пласт газа, ранее из­влеченного с нефтью; закачку воздуха или приконтурное и внутриконтурное заводнения.

Когда энергия, аккумулированная растворенным газом, в пласте полностью израсходуется, в залежи установится гравита­ционный режим со свободным зеркалом нефти.