ЛЕКЦИЯ 2. СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖИ, ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

От полноты и правильности представления об эксплуатационном объекте на стадии проектирования во многом зависит выбор расчетной схемы и в конечном итоге − системы разработки залежи. Геолого-промысловые исследования − ответственный этап, на котором получают исходные данные для проектирования разработки нефтяной залежи (месторождения).

Вопросы, рассматриваемые в геолого-промысловой части как технологической схемы, так и проекта разработки, примерно одни и те же, но глубина их освещения неодинакова.

Сведения об эксплуатационном объекте и параметрах продуктивного горизонта, использующиеся в технологической схеме, имеют предварительный характер и уточняются при составлении проекта разработки.

Геолого-промысловая часть технологической схемы (проекта) разработки нефтяной залежи (месторождения) должна содержать следующие основные разделы:

1) сведения о районе исследования;

2) геологическая характеристика месторождения;

3) строение залежи (эксплуатационного объекта);

4) литолого-физическая характеристика коллектора;

5) физико-химические свойства жидкостей и газов;

6) энергетическая и эксплуатационная характеристика залежи ;

7) теплофизические свойства залежи;

8) запасы нефти и газа.

1.Сведения о районе исследования. Кратко излагаются данные о географическом и административном положении района месторождения, рельефе местности, гидросети, климате; общие экономические сведения (промышленность, сельское хозяйство, населенные пункты, транспортные условия, источники водоснабжения, энергетическая база, обеспеченность района строительными материалами, возможности использования нефти и газа); краткая характеристика условий разбуривания и обустройства месторождения с выделением участков, неудобных для заложения скважин (резко пересеченный рельеф, водоемы, заболоченность и др.) и не подлежащих разбуриванию (населенные пункты, санитарные и другие зоны). Раздел иллюстрируется обзорной картой района месторождения.

2. Геологическая характеристика месторождения. Она состоит из следующих разделов: краткая история геологического изучения месторождения; стратиграфия; тектоника; нефтегазоносность; гидрогеологические условия месторождения.

3.Строение залежи (эксплуатационного объекта).

В этом разделе освещаются следующие вопросы.

3.1. Детальная корреляция продуктивной части разреза, основанная на лабораторном изучении керна и комплексе данных нефтепромысловой геофизики: выделяются в разрезе и прослеживаются по площади пласты коллекторов, устанавливаются места их слияния, выклинивания, замещения, определяются эффективные толщины пласта.

При составлении технологической схемы разработки может быть принята за основу детальная корреляция, выполненная при подсчете запасов нефти и газа (при выделении коллекторов также можно использовать кондиционные значения коллекторских свойств и толщины, обоснованные при подсчете запасов).

При составлении проекта разработки детальная корреляция и кондиционные значения параметров уточняются с использованием дополнительного геолого-промыслового материала, полученного в процессе промышленного разбуривания и начальной стадии разработки эксплуатационного объекта.

3.2. Положение ВНК и ГНК в разных частях залежи с указанием определяющих их геологических факторов. Приводится схема обоснования указанных границ залежи (залежей) по данным керна, геофизических исследований и опробования скважин. Определяется среднее значение абсолютных отметок контактов.

По залежам с большими размерами водонефтяной зоны и со сложным строе­нием ВНК, оказывающим значительное влияние на выбор системы разработки, приводится карта поверхности ВНК.

3.3. Тектоническая структура залежи (залежей), контуры нефтегазонос-ности, размеры залежи_: кратко описывается структура залежи по реперному горизонту, расположенному вблизи кровли пласта; характеризуется поло-жение контуров нефтегазоносности (при значительной извилистости конту-ров указываются геологические причины ее определяющие); приводятся размеры залежи и водонефтяной зоны; дается определение типа залежи.

Графические приложения: структурная карта с нанесением на нее внешних и внутренних контуров нефтеносности по пластам и границ распространения коллекторов; детальные геологические профильные разрезы эксплуатационного объекта с нанесением начального (а при составлении проекта разработки и текущего) положения ВНК и ГНК.

Приводятся таблицы глубин и абсолютных отметок кровли и подошвы продуктивных пластов, положения ВНК, общих и нефтенасыщенных толщин.

4.Литолого-физическая характеристика коллектора − степень «освещенности» коллектора керном, геофизическими и гидродинамическими исследованиями. По результатам этих исследований определяют :

4.1. Литологический состав коллектора, гранулометрический состав, окатанность и отсортированность зерен породы пласта, состав цемента;

4.2. Проницаемость, пористость, нефтенасыщенность коллектора.

Названные параметры анализируют по отдельным пластам и эксплуатационному объекту, по данным каждого из видов исследования (лабораторное исследование керна, геофизические исследования скважин, гидродинамические исследования скважин и пластов) и по данным всего комплекса исследований. Указывают число исследованных скважин, интервалы и средние значения параметров, кратко обосновывают метод подсчета средних значений параметров.

По данным каждого из видов исследования оценивают степень изменения пористости и проницаемости коллектора. Для этого составляют таблицы, строят кривые распределения и определяют статистические показатели − средние квадратические отклонения, коэффициенты вариации и др.

По коллекторам смешанных типов (трещиновато-пористым, трещиновато-кавернозно-пористым и т. д.) наряду с общими для коллектора в целом значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности определяют эти параметры раздельно для разного вида пустот (поры, каверны, трещины).

При значительной микронеоднородности коллектора выделяют группы, различающиеся по литолого-физическим свойствам, особенностям разработки и ожидаемой конечной нефтеотдаче.

По залежам, по которым предполагается заводнение при высоких давлениях нагнетания, приводят полученные по данным лабораторных исследований зависимости пористости и проницаемости от давления.

Графические приложения: карты изменения по площади пористости, проницаемости, нефтенасыщенности (приводятся при высокой степени микронеоднородности продуктивных пластов) с указанием границ групп коллекторов с разными литолого-физическими свойствами.

4.3. Геологическая макронеоднородность продуктивных пластов. Для характеристики макронеоднородности пластов необходимы статистические показатели общей и нефтенасыщенной толщи пластов, расчлененности и песчанистости разреза в границах эксплуатационного объекта, интервалы их изменения, средние значения, коэффициенты вариации, объемы выборки. Кроме того, в некоторых случаях используют и другие показатели макронеоднородности − степень выдержанности (прерывистости) пластов, их литологической (гидродинамической) связанности и др.

По данным изучения неоднородности оценивают возможности продвижения жидкости вдоль и поперек напластования пород, выделяют зоны возможного «естественного» разрезания залежей, участки, опасные в отношении конусообразования, и т. д. По данным исследования скважин глубинными дебитомерами определяют дренируемую толщину эксплуатационного объекта.

Графические приложения: детальные геологические профили эксплуатационного объекта; карты нефтенасыщенной толщины коллекторов; карты распространения коллекторов с указанием тектонических нарушений, контуров нефтегазоносности, зон замещения коллекторов, слияния пластов, распространения групп коллекторов с разными литолого-физическими свойствами и др.

5.Физико-химические свойства жидкостей и газов − охарактеризовываются физико-химические свойства нефти, газов и пластовой воды эксплуатационного объекта в пластовых условиях, а также состав и свойства разгазированной нефти и выделившегося из нефти газа.

Для характеристики свойств нефти в пластовых условиях по данным анализа глубинных проб нефти, полученных в разных частях площади залежи и освещающих всю мощность эксплуатационного объекта, определяют следующие параметры (или средние их значения): давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадку, сжимаемость (коэффициент объемной упругости). В таблице указывают число исследованных скважин и определения названных параметров.

По залежам, разработка которых предполагается в условиях значительного падения пластового давления или снижения последнего ниже давления насыще­ния, приводятся составленные по данным анализов глубинных проб таблицы и графики зависимости вязкости пластовой нефти, объемного коэффициента и газосодержания от давления. Физико-химические свойства разгазированной нефти должны быть охарактеризованы следующими показателями: плотностью, вязкостью, молекулярной массой, температурой начала кипения и начала застывания, температурой насыщения нефти парафином, процентным содержанием парафина, асфальтенов, силикагелевых смол, серы; фракционным составом, компонентным составом. В таблице приводят средние значения этих показателей по пластам и по объекту в целом, с указанием количества выполненных определений.

Для характеристики свойств газа, растворенного в нефти, приводятся данные о его химическом (компонентном) составе, плотности (абсолютной и по воздуху), сжимаемости, вязкости. Аналогичные сведения приводятся для характеристики газа, выделившегося из пластовой нефти при однократном разгазировании, и природного газа нефтегазовых залежей.

Характеристика пластовой воды дается, исходя из необходимости учета ее свойств при гидродинамических расчетах, а также для оценки возможных последствий смешивания ее с закачиваемой водой (усложнение условий эксплуата­ции в связи с выпадением солей, жизнедеятельностью бактерий и др.). Приводятся данные о плотности пластовой воды, ее вязкости, сжимаемости, растворимости в ней газов, а также концентрации солей и содержании различных ионов.

6.Энергетическая и эксплуатационная характеристики залежи (объекта) − обосновываются принимаемые значения пластового давления и температуры залежи − начальные (в технологической схеме) и текущие (в проекте разработки). Приводится краткая характеристика законтурной зоны залежи, степени связи залежи с законтурной зоной и областью питания. Дается определение режима залежи.По данным пробной эксплуатации (а при составлении проекта − и начального этапа промышленной разработки) устанавливают закономерности в изменении пластовых давления и температуры, обосновывают допустимое их снижение при разработке объекта. Приводят эксплуатационную характеристику залежи: дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных скважин, забойные давления, коэффициенты продуктивности и приемистости, гидропроводность пластов. Устанавливают условия, при которых осложняется эксплуатация скважин − начинается вынос породы в скважины вследствие разрушения призабойной зоны пласта, происходит аномальное обводнение скважин подошвенной водой, увеличивается газовый фактор, выпадает парафин в пласте, сокращается «работающая» толщина пласта в нагнетательных скважинах и др. Обобщают данные гидродинамических исследований скважин, характеризующие их интерференцию. С учетом этих данных уточняют полученные при геологическом изучении залежи представления о наличии или отсутствии непроницаемых экранов (тектонических, литологических) на пути движения жидкости, о степени гидродинамической сообщаемости различных пластов и др.

Графические приложения: приводятся графики изменения основных показателей, характеризующих работу скважин и пласта при пробной эксплуатации и промышленной разработке залежей; карты изобар и распределения температур; индикаторные диаграммы; кривые гидропрослушивания скважин; кривые зависимости обводнения скважин и содержание песка в их продукции от дебита и др.

7.Теплофизические свойства залежи

В разделе приводят средние значения для пород и жидкостей коэффициента теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости. Названные показатели характеризуются раздельно для различных горных пород и жидкостей. Теплофизические свойства пород и насыщающих их жидкостей даются для залежей с повышенной вязкостью нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки с применением теплофизических или термохимических методов воздействия.

8.Запасы нефти и газа. При подготовке раздела необходимо учитывать действующие требования к подготовке запасов и порядок их утверждения. В соответствии с классификацией запасов месторождений (залежей) нефти и газа они считаются подготовленными для промышленного освоения при следующих соотношениях категорий запасов:

Категории, % В − С

I группа − месторождения простого геологического строения:

а) в новых нефтегазодобывающих районах 30 − 70

б) в районах с развитой нефтедобывающей промышленностью 20 − 80

II группа - месторождения сложного строения 100

Возможность ввода в разработку месторождений I группы при меньшей, чем указано, доле запасов категории В устанавливается ГКЗ при утверждении запасов.

Проектные документы на разработку месторождений утверждаются при наличии утвержденных ГКЗ запасов указанных категорий. По нефтяным и нефтегазовым месторождениям с извлекаемыми запасами до 25 млн. т, находящимся в районах действующих нефтепроводов, газопроводов и нефтепромыслов, проектные документы могут по согласованию с ГКЗ России утверждаться при наличии оперативно подсчитанных запасов, с последующим их подсчетом и утверждением. Коэффициенты извлечения нефти устанавливаются ГКЗ России на основании технико-экономических расчетов.

При составлении технологической схемы приводят запасы нефти и растворенного газа, числящиеся на балансе Всесоюзного геологического фонда, по залежи в целом и раздельно по зонам (нефтяная, водонефтяная, подгазовая, газовая).

Называют организацию, утвердившую (апробировавшую) запасы и дату утверждения. Запасы показывают по категориям − балансовые и извлекаемые (начальные и остаточные). В виде таблицы по залежи в целом и по зонам в разделе отражают параметры, принятые при подсчете запасов объемным методом: площадь нефтеносности, среднюю нефтенасыщенную толщину, коэффициент эффективной пористости, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти на поверхности (в стандартных условиях), пересчетный коэффициент. Коэффициент конечной нефтеотдачи принимают по залежи в целом.

При наличии газовой шапки приводят аналогичные данные о запасах природного газа по залежи в целом и по зонам − чисто газовой и газонефтяной. При этом дают сведения о принятый при подсчете значениях площади газонасыщенности, газонасыщенной толщины, коэффициента газонасыщения, начального и текущего пластового давления, поправок на температуру, коэффициента сжимаемости газа.

Для многопластового объекта разработки запасы нефти, нефтяного газа и природного газа и принятые подсчетные параметры приводят раздельно по пластам, а по пластам со смешанными типами коллекторов − раздельно по видам пустот (в порах, кавернах, трещинах).

При составлении проекта разработки следует учитывать не только данные, имевшиеся на дату подсчета запасов, но и весь дополнительно полученный геолого-промысловый материал. Если дополнительные сведения существенно изменяют сложившиеся ранее представления об эксплуатационном объекте (его строении, положении контуров нефтеносности, параметрах продуктивных пластов и т. д.), излагают соответствующие обоснования и выполняют работу по уточне­нию балансовых запасов нефти и газа. В таких случаях сопоставляют балансовые запасы и значения подсчетных параметров по зонам, пластам и эксплуатационному объекту в целом, полученные в результате пересчета и принятые при последнем утверждений запасов.

При необходимости уточнения ранее принятого коэффициента конечной нефтеотдачи дается геологическое обоснование (изменение представлений о ха­рактере и степени геологической неоднородности и проницаемости пластов, о размере водонефтяной или нефтегазовой зоны и т. д.). Уточненный коэффициент нефтеотдачи обосновывается в технологической части проекта разработки.

В геолого-промысловой части технологической схемы, наряду с основными параметрами, должны быть также рекомендации по выбору системы разработки (а в проекте − по уточнению ранее принятой системы разработки), вытекающие из результатов геологического изучения залежи.

С учетом накопленного опыта разработки нефтяных месторождений и выполненного ранее большого объема работ по проектированию разработки определяют наиболее возможные в конкретных геолого-физических условиях варианты основных технологических решений. Эти рекомендации должны служить основой для выбора расчетных вариантов в технологической части проектного документа.

В кратком виде формулируются предложения по выбору метода воздействия, возможному размещению рядов (очагов) нагнетательных скважин, диапазону плотности сетки добывающих скважин, методу эксплуатации скважин, перепадам давления между зонами нагнетания и отбора и т. д. Дается ориентировочный прогноз вероятной для рассматриваемых геолого-физических условий динамики основных показателей разработки, годовых темпов добычи нефти и отбора жидкости, обводнения продукции и др.

Наряду с геологическим обоснованием системы разработки должны быть кратко сформулированы основные условия успешной ее реализации − порядок разбуривания объекта; требования, предъявляемые при вскрытии пластов в процессе бурения; оптимальные интервалы перфорации в нагнетательных и добывающих скважинах в различных частях залежи; рекомендуемый способ эксплуатации скважин; геологические ограничения на дебиты и приемистость скважин и др.