Нефтегазопромысловая геология

Подавляющее большинство продуктивных нефтегазоносных  пластов, залежей нефти и газа приурочено к осадочным породам. Залежи нефти и газа обнаруженные в породах других типов — метаморфических, изверженных.

К осадочным породам — основным подземным хранилищам нефти и газа относятся: пески (песчаники), алевролиты, известняки, доломиты, глинистые сланцы (аргиллиты). Большая часть запасов нефти и газа в мире содержится в песках и песчаниках.

Качество  породы-коллектора определяют ее емкостные и  фильтрационные свойства.

При выделении  в разрезах скважин пластов-коллекторов, способных отдавать нефть и газ  в промышленных количествах, необходимо обосновать так называемые кондиционные значения параметров, при которых  продуктивные пласты могут быть объектами промышленной разработки.

Для установления кондиционных значений параметров необходимо учитывать свойства пласта, характеризующие  его как коллектор: пористость, проницаемость, насыщенность (нефтью, газом и водой), глинистость и карбонатность. Данные лабораторных определений пористости, проницаемости и глинистости по керну позволяют судить о пределах изменения изучаемых параметров, а также оценить их средние значения для исследуемых пластов. Однако образцы горных пород, взятые для лабораторных анализов, дают представления только об отдельных интервалах разреза и не могут характеризовать весь разрез полностью. Поэтому выделение коллекторов в разрезах скважин, оценка их пористости, нефтегазонасыщенности и эффективной мощности проводятся в настоящее время на основании комплексной интерпретации геологических, промыслово-геофизических данных, опробования и гидродинамических исследований. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

3. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ  ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ  И ГАЗА

Существующие  в настоящее время методы получения геолого-промысловой информации о продуктивных пластах и залежах нефти или газа можно подразделить на девять основных групп.

Методы  изучения продуктивных пластов непосредственно  по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин в нефтепромысловой практике принято называть прямыми. С их помощью можно судить непосредственно о литологическом строении пластов, коллекторских свойствах, нефтенасыщенности, физико-химических свойствах нефти, газа и воды. Продуктивные пласты изучают по образцам горных пород — керну и шламу, которые извлекают в процессе бурения на поверхность. Кроме того, из скважин отбирают образцы горных пород боковым грунтоносом. Извлеченные на поверхность образцы горной породы из того или иного продуктивного пласта направляют в лабораторию, где определяют гранулометрический состав породы, пористость, проницаемость, трещиноватость, наличие фауны, возрастную принадлежность пород и др.

В процессе бурения, опытной и промышленной эксплуатации нефтяных месторождений  отбирают также пробы нефти и пластовой воды, которые направляют в лабораторию для определения плотности и вязкости нефти в поверхностных и пластовых условиях, объемного и пересчетного коэффициентов, коэффициента усадки, поверхностного натяжения. По пробам пластовой воды устанавливают химическую характеристику, плотность, удельный объем, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость, поверхностное натяжение, газосодержание, давление насыщения, а также отношения вязкости воды к вязкости нефти и плотности воды к плотности нефти.

Прямые  методы исследования скважин дают наиболее полную и объективную оценку продуктивных пластов и нефтяных залежей, но в  отдельных их точках.

Геофизические методы изучения разрезов скважин

В процессе интерпретации геофизических исследований устанавливают литологическое строение продуктивных пластов, их границы (кровлю и подошву), общую и эффективную мощности пластов, коллекторские свойства, глинистость, нефтегазонасыщенность, контакты —ГВК, ВНК, ГНК. Кроме того, осуществляют контроль за разработкой залежей.

При изучении геофизическими методами последовательности напластования могут быть зафиксированы  следующие случаи.

1.   Нормальное залегание пластов. 

2.   Наличие сброса.

3.   Наличие взброса.

4.   Наличие опрокинутой складки.

5.   Фациальные замещения продуктивных  пластов..

6. Размывы  и перерывы в осадконакоплении.

  Гидродинамические  методы исследования  скважин

Методы  гидродинамического исследования пластов  позволяют изучить гораздо большую  по сравнению с прямыми и геофизическими исследованиями часть пласта. Среди гидродинамических методов исследования скважин выделяются методы установившихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания скважин.

Метод установившихся отборов заключается в следующем. На каждом режиме эксплуатации скважины необходимо довести до постоянных величин забойное давление Рзаб и дебит нефти Q. Для каждого режима рассчитывают депрессию DР=Рпл — Рзаб. Затем в координатах DР и Q строят индикаторную кривую, по прямолинейному участку которой рассчитывают коэффициенты продуктивности и проницаемости.

Далее определяют фильтрационные характеристики ближайшей к скважине зоны пласта: проницаемость, гидропроводность, проводимость, подвижность.

Методы  неустановившихся отборов, позволяют определять параметры пласта без предварительного учета радиуса скважины, радиуса дренирования скважины и коэффициентов дополнительных фильтрационных сопротивлений. Эти методы предусматривают построение кривых восстановления давления, которые обрабатывают по методикам, предложенным различными исследователями. Обработка кривых восстановления (падения) давления позволяет определить проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, подвижность, проводимость удаленных зон пласта.

При гидропрослушивании выбирают две скважины — возмущающую и реагирующую. В реагирующую скважину спускают глубинный дифференциальный манометр ДГМ-4, с помощью которого улавливается импульс давления от возмущающей скважины. В результате фиксации повышенного импульса давления строят экспериментальную кривую, которую накладывают на теоретическую кривую и совмещают почти до полного совпадения обеих кривых. Затем с помощью палетки определяют фильтрационные параметры наиболее удаленных участков пласта: проницаемость, гидропроводность, проводимость, подвижность, пьезопроводность. Отсутствие импульса в реагирующей скважине свидетельствует либо о наличии каких-то литологических экранов, либо о замещении продуктивных пластов плотными глинистыми породами.

Методы  изучения разрезов скважин  с помощью дебитомеров  и расходомеров

Определение величины работающей мощности эксплуатационного объекта имеет огромное значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, определения послойной неоднородности пластов, кроме того, обработка дебитограмм и расходограмм позволяет найти величину коэффициента охвата при закачке воды в пласт.

Для решения  этой задачи привлекаются два типа дебитомеров: термоэлектрические СТД-2; гидродинамические РГД-1, РГД-2М. При  интерпретации результатов исследований СТД-2 четко выделяются работающие интервалы пласта мощностью до 0,4 м, но нельзя оценить характер распределения дебита по отдающим пропласткам. Небольшие по мощности участки пласта с высокими дебитами нефти могут быть вообще не зафиксированы.

Приборы типа РГД-1, позволяют получить количественную характеристику профиля притока из пластов, но с менее четкой их фиксацией на диаграмме. Кроме того, они помогают выявить небольшие по мощности участки пласта с высокими дебитами нефти.

Исследования  скважин глубинными расходомерами позволяют определять и сопоставлять величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим добывающим скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени.

Геохимические методы изучения разрезов скважин

Следует выделить три основных метода: 1) газовый  каротаж; 2) люминесцентно-битуминологический анализ проб; 3) гидрохимический анализ подземных вод. Два первых метода служат для решения отдельных  вопросов оценки нефтегазоносности недр в процессе поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений.

Гидрохимический анализ подземных вод заключается  в следующем. Пробы воды из каждого  водоносного пласта и водоносной части продуктивного пласта направляют в химическую лабораторию, где устанавливают следующие характеристики:

1)  ионно-солевой  состав каждой пробы воды;

2)  содержание  микрокомпонентов в пробах воды     (иод,  бор, бром, аммоний);

3)  виды  и  количество    водорастворенных    органических    веществ;

4) реакция  среды, т.  е. щелочно-кислотные    свойства    воды, характеризуемые  концентрацией водородных  ионов  рН,  а  также окислительно-восстановительный потенциал Eh.

С целью  геологической интерпретации результатов  анализа строят типовые гидрогеологические разрезы, где отражают ионно-солевой и газовый составы вод различных горизонтов.

Метод изучения разрезов скважин  по буримости пород

Этот  метод называют еще механическим каротажем, так как он основан  на зависимости срабатываемости  долот от времени, затраченного на проходку 1 м ствола скважины. Сравнительный анализ этих материалов позволяет выделить в разрезе пласты различной плотности и твердости. Этот метод обычно используют при установлении литологического состава пород в процессе разведочных работ и очень редко учитывают в нефтепромысловой практике.

В то же время в процессе подсчета запасов  нефти и газа и особенно в процессе проектирования и анализа состояния  разработки необходимо иметь информацию о плотных пластах и пропластках, закономерностях их распространения, чтобы судить о выработке запасов, гидродинамической связи отдельных интервалов разреза между собой, продвижении фронта закачиваемой воды и т. п.

Термометрические  методы

Эти методы еще недостаточно используют на нефтяных промыслах с целью получения информации о геологопромысловых и фильтрационных характеристиках залежей продуктивных пластов. Термометрические методы можно разделить на пять групп: 1) замер пластовой температуры; 2) термодинамические методы исследования пластов и скважин; 3) термографические исследования скважин; 4) изучение тепловых полей нефтяных залежей при закачка в них холодной воды; 5) термометрический контроль при тепловом воздействии на пласт.

1. Замеры пластовой температуры необходимы для определения условий формирования залежей нефти и газа, для изучения теплового поля земли, для установления технических условий при геофизических и тампонажных работах в скважине. Кроме того, эти исследования проводят для изучения свойств флюидов в пластовых условиях при подсчете запасов, проектировании и анализе состояния разработки, установлении режима залежи, динамики движения подземных вод.

2.   Термодинамические  методы  исследования скважин и пластов эффективны при изучении гидродинамического состояния разрабатываемых залежей нефти и газа.  Кривую изменения температуры на забое, замеренной при работе скважины с постоянным отбором, можно преобразовать в кривую депрессии вокруг скважины. Это позволит зафиксировать такие фильтрационные параметры, как гидропроводность, проводимость, подвижность, проницаемость.  Путем  исследования  теплопередачи    в    продуктивных пластах можно изучать значительную часть залежей с точки зрения термо-  и гидродинамической  их оценки  и получать геологопромысловую информацию о наиболее активных, пассивных  и застойных участках залежи. 

3.  Термографические исследования скважин. При исследовании действующих скважин на термограммах выделяются четкие аномалии, вызванные дроссельным и калориметрическим эффектами. Интерпретация диаграмм дает возможность установить динамическую и эффективную мощности пластов, их продуктивность, перетоки жидкости    из одного    пласта  в другой.    В нагнетательных скважинах определяют интервалы водопоглощения, приемистость. Кроме того,  изучают техническое состояние скважин, нарушения герметичности эксплуатационных колонн.

4.   Изучение  тепловых  полей  нефтяных  залежей   при закачке в них холодной воды при внутриконтурном заводнении. Нефтяной пласт охлаждается локально. Радиус зоны охлаждения при закачке воды в течение 4—5 лет достигает 200—250 м.    Дальнейшая закачка воды и охлаждение пласта  приводят к увеличению вязкости нефти, выпадению парафина в условиях пласта, значительному снижению продуктивности скважин.