Лекции по "Геологии"

20. Комбинированные методы. Многие из применяемых в настоящее время методов воздействия на призабойную зону пласта носят комбинированный характер. Причем комбинации могут состоять как из внутрифизических методов, так и физико-химического и физико-биологического характера. Термокислотная обработка, гидрокислотный разрыв, вибровоздействие с кислотным раствором, гидравлический разрыв с закачкой микроорганизмов, разрыв пласта давлением пороховых газов, термогазохимическое воздействие – вот далеко неполный перечень комбинированных методов. Новые методы, новые технологии воздействия на ПЗП, очевидно, будут возникать именно на стыке наук и на стыке научных направлений.
21. Нефтеотдача пластов. Коэффициент извлечения нефти. Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %). мера полноты извлечения нефти из пласта. Под Н. понимают также меру истощённости нефтяногопласта. Коэффициент определяется отношением количества извлечённой нефти к первоначальносодержащейся в пласте в одинаковых условиях и численно выражается в долях единицы или в процентах.

При добыче нефти вытеснением из пласта различными агентами коэффициент Н. определяетсяполнотой вытеснения водой, газом, растворителем и др. (т. н. коэффициент вытеснения) и степенью охватавсего пласта, т. е. совокупности насыщенных нефтью пластов, пропластков и линз, составляющих объектэксплуатации (так называемый коэффициент охвата). Коэффициент Н. в этом случае выражаетсяпроизведением коэффициентов вытеснения и охвата. Коэффициент охвата в большой степени зависит отнеоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента. Чем более неоднороденпласт по строению и физическим свойствам, и чем больше отношение вязкости нефти к вязкости агента, темменьше значение коэффициента охвата. При эксплуатации нефтяного месторождения на режиме истощенияили при доминирующем действии сил гравитации коэффициент охвата близок к 1. Коэффициент Н. зависитот свойств нефти в пластовых условиях, физико-химической характеристики пласта и естественного илиискусственного режима эксплуатации, а также системы разработки месторождения.

Для наиболее распространённого и эффективного способа добычи нефти путём вытеснения водойразличают Н. безводную, характеризующую полноту извлечения нефти к началу обводнения продукции, т. е.появлению вместе с нефтью воды; текущую, определяющую полноту извлечения нефти на любой моментпроцесса эксплуатации нефтяного пласта, и конечную, которая определяется предельной обводнённостьюпродукции, вызывающую прекращение эксплуатации отдельных скважин, пласта или месторождения вцелом. Предельная обводнённость обусловлена экономическими показателями и зависит от свойств нефти,глубины залегания пласта и др. При вытеснении водой в зависимости от вязкости нефти, неоднородностипласта и т. п. конечная Н. составляет от 0,25 до 0,7 (низкие значения наблюдаются при эксплуатациизалежей нефти, имеющей высокую вязкость в пластовых условиях). Различают также предельную Н., котораяможет быть достигнута применением данного метода вообще. Например, предельной Н. при заводненииможно достигнуть длительной промывкой пласта водой до полного обводнения продукции.

По мере развития нефтяной промышленности, появления и совершенствования систем воздействия нанефтяные пласты коэффициент Н. возрастал от 0,3 до 0,5, а по отдельным месторождениям до 0,7. Среднийкоэффициент Н. по отдельным нефтедобывающим странам возрастает относительно медленно (рис.)вследствие вовлечения в эксплуатацию месторождений с ухудшенными свойствами нефтей и вмещающих ихколлекторов

22. Ки.н. — Квт Кз Кохв

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой; Кз - коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квт иКпр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость кол-лекторских свойств по площади и разрезу, определение значений Квт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения Кпр. Если для высокопроницаемых пластов Квт достигает 0,8 - 0,95, то в малопро-ницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, Квт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение Квт учитывается одновременно со значением Кохв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение Квт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуата-ционного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.

23. коэффициентом охвата пласта воздействием   называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

24. Классификация методов повышения нефтеотдачи. Классификация методов увеличения нефтеотдачи

По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом: 1. Тепловые методы:  
• паротепловое воздействие на пласт;  
• внутрипластовое горение;  
• вытеснение нефти горячей водой;  
• пароциклические обработки скважин.

25. Задачи, виды и методы исследования залежей и скважин. Цель исследования скважин заключается в определении ее  продуктивности, получении данных о строении и свойствах  продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Существуют следующие методы исследований скважин и пластов:

·        гидродинамические;

·        дебитометрические;

·         термодинамические;

·        геофизические.

Гидродинамические методы подразделяются на:

·        исследования скважин при установившихся отборах (снятие

·        индикаторных диаграмм);

·        исследование скважин при неустановившихся режимах

·         (снятие КВД и КПД);

·        исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Исследование скважин на взаимодействиезаключается в наблюдении  за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные манометры.

Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные  виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими  и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

Данные исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым снефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований проводится в соответствии с договором с сервисной компанией.

Комплекс исследований должен включать все основные методы.  Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют конкретные геолого-технические условияэксплуатации ПЗП и скважины.

Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

Основная цель исследования — определение источников обводнения продукции скважины.

Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в  интервале объекта разработки проводят для оценки:

·                    герметичности заколонного пространства;

·                    контроля за качеством отключения отдельных пластов.

Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов.

Геофизические исследования скважин (ГИС) позволяют решать следующие основные геологические и технические задачи:

·           литологическое расчленение и корелляция разрезов, вскрытых скважинами;

·           выявление углеводородов и определение их параметров, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки месторождений;

·           геолого-технологический контроль бурения скважин;

·           изучение технического состояния скважин;

·           контроль за разработкой месторождений полезных ископаемых и т.д.

·           общегеологические — расчленение разреза на пласты, уточнение литологии, разделение выделенных пластов на коллекторы и неколлекторы;

·           количественная оценка характеристик коллекторов (определение коэффициентов пористости, глинистости, проницаемости,нефтенасыщенности);

·           контроль разработки месторождения с использованием лубрикатора «УИЛГИС», а также все наземные гидродинамические исследования при работе скважин;

·           вскрытие продуктивных пластов с использованием зарядов нового типа:

·           получение опорно-параметрической информации для комплексной интерпретации промыслово-разведочных данных.

26. Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах работы.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) это выполнение различных мероприятий по сбору данных (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.), отбору проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрации во времени. Основными задачами проведения ГДИС являются расширение знаний о коллекторе и получение информации о состоянии конкретной скважины, используемой для сбора данных. В ходе исследований  рассчитывается объём коллектора.

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) позволяет определить оптимальный способ эксплуатации скважины и изучить влияние режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод кривой восстановления давления (КВД) используется в случае фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами скважин. Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине, которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).