Поделиться Поделиться

Классификация и назначение скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке месторождений

-Опорные: для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для НГнакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений ГРР.

-Параметрические: для изучения геол-го строения, геолого-геофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ.

-Структурные: для выявления и подготовки площадей (структур) к поисковому бурению; в сложных геологических условиях (нарушения, прорывы и т.д.); для установления возраста разреза, а также получения данных о его физических параметрах, проверки положения опорных горизонтов.

-Поисково-оценочные: с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости.

-Разведочные: бурят на площадях с установленной промышленной НГносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки залежи.

-Эксплуатационные: 1)оценочные: с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи; 2)добывающие: для извлечения нефти и газа из залежи; 3)нагнетательные: для закачки воды, газа и др. агентов; 4)наблюдательные: для набл. за изменением давления, межфлюидных контактов и др. параметров в процессе эксплуатации.

-Специальные: для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов, подготовки подземных хранилищ, ликвидации промышленных стоков, разведки и добычи промысловых вод.

6. Инклонометрия-определение углов и азимутов искривления скважин, для изучения технического состояния скважин.

7. Кавернометрия-установление изменений диаметра скважин.

8. Ловушка -часть природного резервуара, в которой благодаря разл.рода структурным дислокациям, стратигр-му или литол-му ограничению, а также тектонич.экранированию создаются условия для скопления НГ. По происхожд-ю: структурные, стратиграфические, тектонические, литологические, рифогенные.

9. Природный резервуар-естественное вместилище нгв, форма которого обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его прохо проницаемыми породами. 3 осн типа: пластовый, массивный (однородный/неоднородный), литологически ограниченный со всех сторон.

10. Залежь-скопления н,г,конденсата и др. компонентов, сосредоточенных в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в кол-ве достаточном для промышленной разработки. Класс-ция: структурные (сводовые, тектонически экранированные, приконтактные), литологические (лит-ски экранир-ные, лит-ски огрниченные), рифогенные, стратиграфические. По фазовому состоянию: 2-х фазные: нефтяные Vн>0,75; газо- или газоконденсатнонефтяные (0,5<Vн<0,75);нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25<Vн<0,5); газовые или газоконденсатные (Vн<0,25).

11. Структурная карта–изображение в изогибсах рельефа опр-ной подземной пов-ти (кровли/подошвы) дающее четкое представление о геол-ом строении недр. Изогипсы –линии, соед-щие одинаковые значения абс.отметок. Конф-ция изогибс хар-ет направление подения слоев, а плотность их расположения – углы наклона. Изохоры –линии равных расстояний. Изопахиты –линии, соед-щие точки с одинаковыми мощностями одновозрастных отложений. Методы построения карт: 1) треугольников (для ненарушенных залежей), 2)профилей (для расчлененных дизъюнктивными нарушениями), 3)метод схождения (если малое число скв.)

12. Водонефтяной контакт–поверхность контакта воды и нефти.

13. Границы по процедуре выделения:

-резкостные (естеств-ые геол.границы, которые отмечаются по резкой смене физический св-в, петр.стр-ры ит.д.)

-дизъюнктивные (…связанные с разрывом сплошности геол-го простр-ва)

-условные (пов-ть, линия или точка принимающая фиксированные значения)

-произвольные (не связаны с распр. св-в пород, зависят от поставленных задач)

14. Детальная корреляция–сопоставление продуктивной части разрезов скв. в целях выделения одноименных пластов и прослеживания границ их залегания по площади и построению в виде карт, профилей, схем и т.д. статической модели, отражающей строение продуктивной части разреза. 3)детальная (для продуктивной части разреза, осн. задача –обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту)

Корреляция: 1)региональная (для отдельного региона); 2)общая (на ранних стадиях); 3)детальная (для продуктивной части).

15. Репер–достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС.

16. Геол.неоднородность–изменчивость, природных хар-ик НГнасыщеных пород в пределах залежи. Макронеоднородность –хар-ет распределение в залежи коллекторов и неколлекторов (изучают по вертикали и по простиранию). Микронеоднородность –изменчивость в пределах залежей фильтрционно-емкостных св-в п.к., насыщенных УВ –проницаемости, пористости, нефтенасыщенности.

17. Макронеоднородность позволяет решатьслед. задачи при подсчете запасов:

-моделировать форму сложного геол-го тела.

-выявлять участки повышенной толщины коллекторов.

-определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект.

-обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скв.

-прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой.

-перенос опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность позволяет:

+определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород.

+прогнозировать характер и темп включения в работу различных частей залежи и соотв-но процесс обводнения скв. и добываемой продукции из залежи в целом.

+оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

18. Количественные показатели макронеодн-ти:

-коэф-т расчлененности, показывающий среденее число пластов (ni) коллекторов в пределах залежи: Kp=(СУММni)/N, где N- число скв.

-коэф-т песчанистости, показывающий долю объема коллектора в общем объеме залежи. K=[СУММ(hэф./hобщ]*i/N.

-коэф-т литологической связности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов. K=Fсв/Fк, где Fсв –суммарная площадь участков слияния, Fк –пл. распростр. коллекторов в пределах залежи.

-коэф-т сложности границ K=Lкол/П, где Lкол –суммарная длина границ участков с распространением коллекторов, П –периметр залежи.

-коэф-ты хар-щие зоны распростр. коллекторов с точки зрения вытеснения их из нефти: Kспл=Fспл/Fк; Kпл=Fпл/Fк; Kл=Fл/Fк, где K –коэф-ты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз, F –площадь зон сплошного распространения, полулинз и линз. Сумм(K)=1.

19. Гидростатическое давление- это давление, равное весу столба подземных вод, фактически присутствующих в породах разреза, над точкой измерения пластового давления до поверхности Земли. Гидростатическое давление также является фиктивной физически величиной: равновесия в подземных флюидах не бывает, поэтому пластовое давление никогда не равно гидростатическому. Однако в условиях равнинного рельефа местности и конвекционного течения эти величины достаточно близки и их сравнение оказывается удобным приемом для выделения вариаций давления, связанных с действием компрессионных факторов.

20. Горное давление-давление вышележащих пород. Является суммарным действием геостатического и геотектонического давления (за счет тектонических процессов).

21. Пьезометрический уровень-установившийся в скважине уровень ж-ти, соответствующий пластовому давлению. Пьезометрическая поверхность -пов-ть проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы.

22. Пластовое давление–давление при котом в пласте находится пластовая ж-ть, т.е. равно высоте столба пластовой ж-ти в свк. При установлении статического равновесия с системе пласт-скважина: Pпл=pgh.

Гидростатическое пластовое давление (ГПД) –давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону регионального погружения.

23. Сверхгидростатическое пластовое давление(СГПД) –давление при gradp>0,013 (вертикальный градиент). Причина: повышенное кол-во воды, скорость ее притока больше скорости оттока. Хар-но для элизионных водонапорных систем (напор за счет выжимания вод) и пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород. Образование СГПД связывают так же с уплотнением пород в рез-те цементации, с освобождением доп. объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и др. процессами протекающих в недрах земли.

24. Водонапорная система–система гидродинамически сообщающихся между собой пластов-к. и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод. Три основных элемента: область питания, обл-ть стока, обл-ть разгрузки. Водонапорные системы подразделяют на: инфильтрационные (gradp 0,008-0,013 МПа/м) и элизионные (gradp >0,013).

25. Инфильтрационные воды–системы, где Pпл ~ Pгидростатич. Начальное пластовое давление возрастает пропорционально увеличению глубины залегания.

Элизионные воды–системы со СГПД, напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления или в рез-те геодинамического давления при тектонических напряжениях.

26. Геотермическая ступень–расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 градус. G=(H-h)/(T-t), где t-среднегодовая температура пов-ти, h- глубина слоя с постоянной t.

Геотермический градиент–характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100 м. Г=(T-t)*100/(H-h); Г=100/G.

Знание геотермического градиента важно, т.к. физическое состояние и св-ва нефти резко меняются с изменением темп-ры, а следовательно и меняется способность нефти двигаться по пласту к забоям скважины.

27. Природный режим залежи–совокупность естественных видов энергии, которые обеспечивают перемещение Н/Г в пласте к забоям добывающих скважин.

Режимы: упруговодонапорный, жестководонапорный, газонапорный (шапка), режим растворонного газа, гравитационный режим, а так же газовый и упроговодогазонапорный.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: хар-кой водонапорной системы, геолого-физической хар-кой (термобарические условия, фазовые состояния УВ), условиями залегания и св-вами п.к., степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой.

28. Стадии разработки м/р:

I –освоение эксплуатационного объекта. Хар-но рост годовой добычи, ввод основного фонда скважин.

II–сохранение max уровня добычи. Развивают систему воздействия на пласт, выполняют коплекс геолого технологических мероприятий по регулированию процесса разработки.

III –падение добычи (большая часть извлечена). Дальнейшее развитие системы воздействия на пласт с целью замедления падения добычи (закачка воды и т.д.)

IV–завершает период разработки. Низкие темпы разработки, падение добычи.

29. Коэф-т извлечения нефти (КИН)–определяет количественно долю запасов нефти, которая может быть извлечена.

КИН= Qизвл/Qбал.

Способы вычисления: статистический, покоэффициентный, технологический (моделирование).

КИН=Квыт*Кохв*Кзав. Квыт показывает предельную величину нефтеизвлечения данным агентом, Кохв –хар-ет долю п.к., охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки, Кзав –хар-ет потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи.

30. Коэф-т нефтеотдачи– разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

31. Эксплуатационный объект–один или несколько продуктивных пластов м/р, которые выделяют исходя из геолого-технических и экономических условий для совместной разработки одной серией добывающих скважин.

Факторы:

-геолого-промысловые (характеристика продуктивных пластов, физико-химические св-ва н,г и воды, запасы, Pпл, режим залежи)

-гидродинамические (оценка добычи, продуктивности, продолжительность стадий разработки, поиск оптимального уровня добычи)

-технические (способ эксплуатации, выбор диаметра экспл-ных колонн, нкт и т.д.)

-технологические (выбор сетки скв, метода поддержания Рпл, применение методов повышения нефтеотдачи)

-экономические.

32. Объект разработки–отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

33. Многопластовые объекты разработки–эксплуатационный объект, в который объединяются несколько залежей различных продуктивных пластов.

34. Перфорация– обработка призабойных зон скважин, с целью повышения проницаемости и как результат необходимых темпов отбора. Различают 5 основных видов перфорации скважин: 1)гидропескоструйная перфорация (ГПП), 2)торпедная перфорация, 3)пулевая перфорация, 4)кумулятивная, 5)сверлящая.

35. Освоение скважин- это вызов притока или обеспечение приемистости скважин.

Если объекты освоения характеризуются высоким пластовым давлением (значительно превышающим гидростатиче­ское), то фонтанный приток нефти может происходить непосред­ственно после перфорации пласта в скважине без проведения каких-либо мероприятий по снижению забойного давления. В большинстве же случаев, чтобы вызвать приток нефти (газа), необходимо снизить забойное давление. Этого добиваются сни­жением плотности жидкости в скважине путем замены ее жидко­стью с меньшей плотностью или путем аэрации; снижением уровня жидкости в скважине свабированием; нагнетанием сжа­того воздуха или газа с помощью компрессора.

36. Опробование - это оценка продуктивности объекта, осваиваемого в скважине, т.е. определение дебита, приёмистости скважины. Дебиты скважин, приёмистость и газовые факторы желательно измерять при разных пластовых и забойных давлениях.

В процессе опробования (и особенно пробной эксплуатации) необходимо отобрать пластовые (герметичные) пробы нефти, газа, воды и определить основные физико-химические свойства пластовых флюидов: температуру, плот­ность, вязкость, газосодержание, минерализацию, химический состав, давление насыщения нефти газом, содержание конденсата и воды в газе и т.п

В качестве основных химических свойств нефти в этом случае кроме группового состава определяют сернистость, парафинистость, наличие высокосмолистых асфальтеновых компонентов и т.п.

37. Карта изобар–схема линии одинаковых давлений, расположенных в одинаковом масштабе.

38. Документация скважин- При бурении поисково-разведочных скважин основным до­кументом является буровой журнал , в котором обобщается весь материал, поступающий в процессе бурения скважины. На ос­нове бурового журнала составляется геологический журнал , в котором записываются интервалы долблений, из которых поднят керн, дается первичное его описание, указываются глубины от­бора образцов, цель и места отправки их на соответствующий анализ.

При бурении эксплуатационных скважин обычно заводится дело, в котором концентрируются все документы, связанные с проектированием, бурением и испытанием скважин. При пере­даче скважины в эксплуатацию составляют ее паспорт, в который заносят даты начала и конца бурения, геологический разрез, толщины пластов, конструкцию, интервалы перфорации, резуль­таты испытаний, а также все аварии и осложнения, возникшие в процессе бурения. При эксплуатации скважины в паспорте запи­сывают результаты всех технологических операций, проводимых нефтегазопромыслом, суммарную добычу нефти или газа по скважине, а также все сведения геологического и технического характера.

39. Опытно-промышленная разработкам/р – При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

← Предыдущая страница | Следующая страница →