ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ПО НЕУСТОЙЧИВОМУ РЕЖИМУ ПРОСАЧИВАНИЯ Содержание Введение…………………………………………………………………………..4 Теоритическая часть 1. Испытание и исследование скважин……………………………………..5 2. Перфорация скважин……………………………….…………………….12 3. Освоение скважин и ускорение стока…………………………………...14 4. Проведение исследований в скважинах…………………………………16 5. Бурение поисковых скважин……………………………………………..19 6. Строительство и испытание с использованием поисковых скважин….21 Практическая часть Расчетная часть…………………………………………………………………..35 Заключение...........................................................................................................39 Список литературы…………………………………………………………….41 Введение Нефть и газ – горючие полезные ископаемые углеводородного состава, называемые соответственно жидкими и газообразными углеводородами или, т.M.По Губкину называются каустобиолитами, состоящими из углерода и водорода. Их характерными признаками являются удельный вес: для нефти – небольшой по сравнению с водой (в среднем от 0,8 до 0,9 г/см3), для газа – более легкий, чем воздух (в среднем 0,65-0,75 г /см3). Их теплоотдача значительно выше, чем у других видов топлива, и достигает 12 000 ккал в нефти и 13 000 ккал в Газе. Таким образом, нефть и газ представляют собой важный энергетический ресурс. Двадцатое столетие считалось действительно важным периодом использования нефти, газа и конденсата в народном хозяйстве (технике). Продуктами переработки углеводородов являются газообразные вещества, строительные и лакокрасочные материалы, заменители металлов, нефть и др. Испытание и исследование скважин Опробование и исследование скважин проводится с целью извлечения пластовых жидкостей и газов из потенциально продуктивных пластов с целью определения характера насыщения и продуктивных свойств пласта. Выделяют следующие виды геолого-разведочных работ: 1. Опробование пласта (объекта), которое может быть продуктивным (по данным КГТ) – комплекс работ по получению качественных характеристик насыщения разреза, открытого скважиной в процессе бурения. Для этой задачи используются тестеры слоев в трубах и кабеле. 2. Опробование (эксплуатация) пласта (объекта), которое может быть продуктивным (по данным КГТ) – комплекс работ, выполняемых на скважине с целью получения количественных характеристик притока пластовых флюидов в скважину. 3. Интенсификация притока углеводородов в скважину-комплекс работ, направленных на получение притока промышленного значения или увеличение притока нефти и газа. Важным условием получения достоверных результатов испытаний и испытаний является качественное вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения. Технология бурения перспективных интервалов геологического разреза в период поисковых работ должна быть направлена на обеспечение оптимальных условий проведения геофизических исследований скважин и получение исходных материалов, предусмотренных геолого-техническим регламентом. Это является необходимым условием обоснованного разделения потенциально производительных объектов, установленных для проведения гидродинамических исследований с использованием пластовых испытаний (ИП, ОПК) в кабельной промышленности в процессе бурения. Технология бурения перспективных интервалов геологического разреза в период поисковых работ должна обеспечивать создание необходимых условий для получения относительно полной и достоверной геофизической информации и в то же время обеспечивать максимальное сохранение характеристик залегания пластов в зоне обводнения скважин. Это необходимо для успешного выполнения работ по опробованию скважин в открытом стволе с выполнением полного комплекса гидродинамических исследований выделенных объектов. Основными показателями соответствия выбранной технологии вскрытия геолого-физическим свойствам коллекторных пород и физико- химическим свойствам насыщающих их флюидов являются отсутствие сложностей в стволе скважины при бурении соответствующих интервалов разреза и минимальная степень влияния процессов бурения и сопутствующих операций на гидродинамические параметры и производительность пластов. Тестирование слоев в процессе бурения. Под пластовыми испытаниями понимается комплекс работ, выполняемых по выведению потока флюидов из пласта на поверхность, отбору проб пластовых флюидов, определению характера насыщения и продуктивных характеристик пласта. Большое значение в этом комплексе имеют работы, проводимые по опробованию эксплуатационного конька вплоть до его разгрузки и цементации. На практике используются многослойные кабельные тестеры (НДС) и многослойные буровые установки (НДС). Для оценки характера насыщения пластов и выполнения ряда других задач применяют пластовые тестеры, опускаемые в скважину на каротажном кабеле. Измерение пластового давления при проведении гидродинамического каротажа (ГДК) в различных пластах и пластах многослойных месторождений может быть использовано для определения гидродинамического соотношения различных участков кучи. Проведение последовательных измерений через каждые 0,2-0,4 м дает возможность составить профиль проводимости исследуемого сечения и определить эффективную толщину с совершенством, чего не могут сделать другие методы. Основными частями тестера (НДС) на слоевой трос являются резиновый башмак 1, зажимное устройство 2 и баллон для слоевой жидкости 3 (рис.9.2). Контроль за работой тестера осуществляется по тросу, который опускает его в скважину. После того, как НДС опускается в скважину и устанавливается на испытательном пункте на заданной глубине, башмак крепится к стенке скважины с помощью зажимного (крепежного) устройства и изолирует ее участок от бурового раствора 4 в стволе скважины. Затем этот участок соединяется с баллоном через канал. Под действием разности давлений между пластовым давлением в породах и атмосферным давлением в баллоне жидкость и газ перемещаются из слоя в баллон. После завершения отбора проб баллон закрывают, зажимное устройство освобождает башмак, а оборудование извлекают из скважины вместе с образцом. После извлечения оборудования из скважины измеряют давление в баллонах, затем берут пробу и проводят исследование. При исследовании образцов измеряют: объем газа, нефти и воды; компонентный состав углеводородных газов; плотность, вязкость и удельное электрическое сопротивление жидкости; водопроницаемость и удельное сопротивление фильтрата контрольного образца промывочной жидкости, взятого в испытательном пункте в скважине; также проводят люминесцентное исследование образца жидкости, при необходимости проводят химический анализ проб воды и анализ неуглеродных газов. НДС нельзя применять на рыхлых породах, которые разлагаются в углублениях, и на пологих участках стволов из-за невозможности обеспечить надежную герметизацию участка извлечения. Такие объекты проверяются с помощью тестеров в трубах с установкой Пакера в твердых породах, лежащих выше. С помощью НДС и ВНД различают газо-, нефте - и водонасыщенные интервалы по количеству и составу газов и жидкостей, взятых в образцах НДС, и по изменению профиля проницаемости ВНД при переходе от газообразного участка пласта к нефтяному. Возможность этих методов надежного разделения по вертикали (0,2-0,4 м) обеспечивает достаточно детальное определение состояния контактов даже при небольшой толщине газо -, нефте- и водонасыщенных интервалов или слоев. Материалы НДС и ВНД могут быть использованы для определения предельных показателей пористости и проницаемости. В каротажном кабеле тестеры слоев предназначены в основном для получения слоистых флюидов из слоев гранулированного типа, определения характера их насыщения, определения эффективных толщин, разделения границ СНК, ГСК, ГНК. Опробование пластов в трубопроводе испытателями (НДС) в процессе бурения проводится для определения нефтегазоносности пластов, получения и исследования пластовых флюидов, определения их физико-химических свойств, определения гидродинамических параметров испытуемых объектов, разделения границ СНК, ГСК, ГНК и др. План выполнения работ по испытанию пластов с применением НДС в процессе бурения должен содержать следующие основные сведения: • до и после работы с тестерами слоев затем комплекс необходимых и достаточных геофизических исследований; • диапазон и скорость обработки ствола скважины перед испытанием; • интервал, в течение которого проводятся испытания ствола скважины; • тип испытательного оборудования и его комплектация; • оборудование скважины в процессе испытаний; • технологические параметры проведения испытательных работ и др. По результатам испытания слоя составляется акт, в котором отражаются результаты выполненных работ по установленной форме. Тестеры пластовых трубопроводов (НДС) представляют собой совокупность инструментов (приспособлений), опускаемых в скважину в буровых трубопроводах (рис.9.3). Работы выполняются с участием буровой бригады. Процесс тестирования заключается в следующем. Часть ствола скважины, находящаяся напротив испытываемого интервала, изолируется от остальной части скважины с помощью Пакера. Затем ковшовая подземная область скважины сливается с бурильными трубами, где давление столба жидкости ниже давления пласта. За счет разности давлений происходит отток жидкости из испытуемого интервала. По истечении заданного времени (времени протекания) бурильные трубопроводы подземного участка Пакера изолируют. Пластовые испытания в буровых трубах и каротажном кабеле должны сочетаться в комплексе работ по испытанию скважин в процессе бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий и поставленных задач. Многослойные кабельные тестеры эффективны для детального тестирования SNC и GNC с целью разделения, определения эффективной толщины слоя и изучения относительных изменений проводимости по толщине коллектора. Они отличаются высокой оперативностью и экономичностью. Поэтому их применяют для экспресс-оценки характера насыщения слоев: от определения целесообразности применения дорогостоящего метода тестирования до опускания тестера слоя в трубах; после проведения работ с тестерами на трубопроводах – для детального исследования испытываемого интервала. Испытание скважин на эксплуатационном хребте. Опробование скважин на эксплуатационной гряде проводится в соответствии с проектом строительства скважин и планом их опробования. В ней приводится задача скважины и объем работ по испытанию пластов с учетом характеристик вскрытого сечения. План испытаний составляется организацией по разведке нефти и газа и утверждается главным геологом. На основании плана испытаний составляется и утверждается руководством экспедиции комплексный план работ, в котором указываются методы и сроки проведения поисково-нефтегазоразведочной экспедицией испытаний (в зависимости от глубины, количества объектов, техники и технологии) и ответственные исполнители по каждому виду работ. Дополнительные работы, подлежащие выполнению в процессе испытаний (например, дополнительные геофизические исследования или работы по интенсификации течения), должны быть включены в комплексный план работ. Запрещается опробование объектов при отсутствии цемента за гребнем напротив интервалов, предусмотренных для испытаний. Продуктивные слои, перекрываемые промежуточным гребнем, должны быть проверены в процессе бурения до опускания эксплуатационного гребня. Для сбора или сжигания нефти на расстоянии не менее 150 метров от скважины оборудуют нефтебазы или нефтебазу. Газ, выделяющийся при вентиляции или эксплуатации скважин, должен гореть в горелке. Во избежание открытого нефтегазового фонтана необходимо иметь запас качественного глинистого раствора не менее чем в двух объемах скважины. Независимо от способа формирования потока испытания объектов проводятся снизу вверх. При значительной литологической изменчивости продуктивного слоя и большой толщине испытания их горно-геофизических характеристик проводятся по интервалам с учетом их неоднородности и типов коллекторных пород; при этом при испытаниях по объектам на хребте должны быть изучены подземные и краевые пластовые воды, определены их гидродинамические свойства и уточнено состояние газоносных, газонефтяных и водоносных контактов. При заборе воды из нефтегазоносных пластов в скважины, расположенные по контуру нефтегазового месторождения, необходимо определить место возникновения водотока и причины его поступления в скважину. Способ вскрытия объекта с помощью конусной перфорации выбирается в каждом отдельном случае с учетом конструкции скважины, температуры пласта, типа коллекторных пород, методов испытаний и исследований, а также возможности возврата в вышележащие слои в интервале испытаний. Плотность перфорационного вскрытия объектов испытаний определяется экспериментально для каждого района. Перфорация скважин Перфорацией называют образование каналов (отверстий) в коньке и цементном кольце напротив продуктивного слоя, предназначенных для установления гидрогазодинамической связи пласта с скважиной. Кроме добывающих скважин, перфорационные работы выполняют: в забойных скважинах-для вскрытия водоносных горизонтов; в забойных открытых скважинах – в плотных коллекторах-для повышения проницаемости забойной зоны скважины; в забойных скважинах-для повторного вскрытия пластов после проведения капитального ремонта; для обжига защитных труб в случаях необходимости их дополнительной цементации и для других целей. Перфораторы, применяемые при вторичном вскрытии продуктивных слоев, условно можно разделить на три группы: а) взрывчатые перфораторы; б) перфорация пескоструйной смесью; в) гидромеханические перфораторы. Взрывчатые перфораторы подразделяются на пулевые, кумулятивные и торпедные. Среди них наибольшее применение имеют кумулятивные перфораторы (95-98%). Пулевой перфоратор представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, изготовленную из прессованного (искристого) пороха и 10 стальных пуль (рис.9.4). Пуля-перфоратор опускается на каротажном тросе в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливается в промежуточное сопротивление продуктивного слоя перфорации и выстреливается. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Большинство стрел застревают в гребне, цементном камне, и лишь немногие из них пробивают гребень и цементный камень. Сейчас перфораторы со стрелками практически не применяются, так как трескают трубы, цементные кольца, вызывая попадание воды из других слоев. Кумулятивные перфораторы имеют малоупругие конические заряды, позволяющие сфокусировать потоки взрывчатых газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно стенке скважины. Кумулятивную перфорацию выполняют метательными перфораторами, не имеющими пуль и снарядов. Гребень, цементация и прокалывание горных пород достигается за счет беловатого взрыва. Кумулятивный поток будет иметь скорость до 6-8 км/с в головной части и создавать давление 3-5 тыс. МПа. Кумулятивные перфораторы делают 10-12 выстрелов за один спуск. При выстреле кумулятивным зарядом в коньке и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной 350 мм и диаметром до 8-14 мм в средней части. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды, которые подразделяются на корпусные и без корпуса. Корпусные перфораторы, в свою очередь, делятся на типы, в которых используется много - ПК и одно - ПКО. Корпуса многоразовых перфораторов рассчитаны на многократное взрывное воздействие зарядов. Поэтому они имеют толстую стенку и изготавливаются из высокопрочных фирменных сталей. Стенки корпуса одноразовых перфораторов относительно тонкие, рассчитаны только на воздействие внешнего гидростатического давления. Освоение скважин и ускорение стока Добыча полезных ископаемых – это процесс создания потока из пласта в скважину или обеспечения приемлемости скважин. Выбор способа добычи зависит от: вида продукта, извлекаемого из скважины (нефть, газ, вода); функции скважины (добыча, забой); литолого-физической характеристики объекта освоения (песчаник, алевролит, карбонатные породы, проницаемость, трещиноватость, плотность и др.); пластового давления; свойств промывочной жидкости, используемой при вскрытии пласта. Освоение нефтегазоносных пластов основано на создании разности давлений между дном скважины и пластовым давлением. Если объекты освоения имеют высокое пластовое давление, то после перфорации возникает фонтанный поток без каких-либо мероприятий по снижению давления дна скважины. Сброс стока с испытательного объекта осуществляется в скважину с опущенным гребнем труб, герметизированной поверхностью скважины и установленными выходными и подавительными сетями. Для создания потока давление столба жидкости в скважине понижают до давления пласта, а в пласте создают углубление. Это позволяет пластовым жидкостям опускаться в ствол скважины и подниматься к поверхности земли вдоль НКК. Если пластовое давление выше гидростатического, то пуск скважины осуществляется с заменой тяжелого глинистого раствора в скважине водой, если скважина не работает, то воду заменяют нефтью. Аэрированные жидкости используются для снижения давления в скважине, если пластовое давление ниже гидростатического, но пласт проницаем и зона дна скважины чистая. В низкопроницаемых пластах или в проводящих пластах, где зона дна скважины сильно заполнена, проводят интенсификацию стока с целью активизации и очистки дна скважины. Способы повышения проницаемости горных пород в зоне обводнения дна скважин условно можно разделить на механические, химические, тепловые и физические типы. Часто эти методы используются вместе или последовательно для достижения наилучших результатов. Выбор способа воздействия на зону обводнения дна скважин определяется условиями залегания. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в малопроницаемых карбонатных породах. Они также широко используются в цементированных песчаниках, которые содержат карбонатные соединения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки обычно используются в пластах, состоящих из твердых горных пород, с целью повышения их трещиностойкости. Тепловые методы воздействия применяются для удаления парафина и смол со стенок поровых каналов, а также для интенсификации методов химической обработки. Проведение исследований в скважинах Исследование продуктивных слоев занимает больше времени, чем тестирование, поэтому тестирование проводится в процессе эксплуатации. Задача этих исследований заключается в сборе данных для определения коэффициента продуктивности, проводимости, гидропроводности и других параметров. В основе всех применяемых методов исследования лежит изменение давления на дне скважин и в связи с этим изменение скорости движения жидкости или газа в куче. Давление либо понижается в слое, либо повышается в слое. В первом случае утечка жидкости (газа) происходит из кучи в колодец, а во втором-из колодца в кучи. Давление изменяется либо путем забора жидкости (газа) из скважины, либо путем заброса жидкости (газа) в скважину. Существующие приборы для гидродинамического исследования пластов позволяют с высокой точностью регистрировать давление на дне скважины (глубинный дифференциальный манометр ДГМ – 4) и над скважиной (манометр Корнелюка-Яковлева), а также записывать уровни (различные типы самописных пезографов, например, Пезограф Яковлева, экзолоты). Режимы работы скважин, в которых проводится исследование, по характеру методы исследования подразделяются на два основных вида: 1) исследование скважин в устойчивом режиме работы (метод устойчивого извлечения) и 2) исследование скважин в неустойчивом режиме работы, при котором происходит повышение или понижение уровня или давления. Содержание метода устойчивого извлечения состоит в том, что в процессе исследования скважин режим ее работы несколько раз изменяется. В каждом режиме измеряется давление, установленное на дне скважины, и соответственно дебит нефти (нефти, воды) для нефтяных скважин, дебит газа для газовых скважин. Режим работы скважины считается стабильным, если разница между давлением на дне скважины и дебитом, измеряемая два раза подряд за определенный промежуток времени, не превышает 10%. По возможности интервал изменения углубления (разности давлений дна скважины и Пласта) должен быть большим: от наименьшего углубления, в котором отсутствует поступление жидкости в скважину, до верхнего углубления, в котором не происходит выделения свободного газа на дне скважины. Измерение пластового давления должно производиться до пуска скважины, в то время как в эксплуатируемых скважинах после их остановки на определенный промежуток времени измеряется период времени, в течение которого давление в донной зоне скважины должно быть восстановлено до пластового давления. Метод стабильного извлечения широко используется при исследовании фонтанных нефтяных и газовых скважин. В скважинах, работающих фонтанным способом, режим их работы можно регулировать изменением челнока, в скважинах, работающих компрессорным способом, - изменением относительного расхода рабочего агента, а в скважинах, работающих глубинным насосом, - изменением параметров колебательного челнока. В каждом режиме измеряется дебит нефти и попутного газа, давление на дне скважины, газовый фактор и содержание нефти и воды в процентах. Исследование газовых скважин осуществляется путем измерения дебита газа и давления на скважину при различных режимах работы. Расход газа измеряется шайбовым манометром критического расхода, манометром образцового давления и термометром максимального сечения 0,10. Перед проведением исследования скважину проветривают в течение 15-20 минут, а затем закрывают до полного застоя давления, на это уходит 2-3 часа. При испытании определяется содержание в Газе конденсата, воды, частиц породы и др. Производительность отдельных пластов и отводков в куче определяется отдельно, по интервалам. В условиях сплошных горных пород и при отсутствии песчаных пробок такие испытания могут проводиться без перекрытия нижележащих испытуемых горизонтов. Проведение интервальных исследований позволяет проводить глубинные дебитомеры (конструкция ВНИИ, РГД-1м и др.), позволяющие индивидуально определять дебиты нескольких слоев.) может быть значительно сокращен путем применения. По результатам проведенного исследования составляется график зависимости между количеством продукта и соответствующим ему вычетом давлений. На оси абсцисс откладывается количество продукта Q, а на оси ординат-депрессия. Для газовых скважин производится вычитание квадратов давлений. Линия зависимости дебита скважины от разности давлений называется линией показателя. Бурение поисковых скважин Разведочные скважины бурят на месторождениях, где выявлена нефтегазоносность промышленного значения, с целью сбора исходных данных для уточнения запасов и составления технологической схемы (промышленно-испытательного проекта) эксплуатации свай. Глубина, способ бурения и конструкция скважин определяются поисковым проектом в каждом конкретном случае. При этом конструкция скважины должна обеспечивать возможность проведения полного комплекса геофизических исследований, испытания потоков жидкости и газа в открытом стволе и хребте, гидродинамических исследований и отбора глубинных проб. При бурении разведочных скважин проводят: • получение ЦЕРН в количествах, обеспечивающих достаточную освещенность коллекторных свойств в интервалах залегания продуктивных слоев; • проведение геолого-технологических и геохимических исследований в процессе бурения (при необходимости); • проведение горно-геофизических исследований; • отбор проб и испытание, чтобы удалить флюиды слоя с помощью приборов на каротажном кабеле или с помощью тестеров слоя в трубах в процессе бурения; * испытания нефтегазоносных и водных объектов (в законтурной части кучи) на хребте с глубинными и поверхностными пробами нефти, газа и воды; • специальное исследование скважин; • использование продуктивных скважин для испытаний. Получение ЦЕРН. При бурении разведочных скважин из перспективных нефтегазонасыщенных пластов на нефть и газ получают Керн в количестве, позволяющем изучать литологические свойства и физические свойства коллекторов и непроницаемых перегородок по площади и сечению, и достоверно интерпретировать материалы геофизических исследований в скважинах. Норма совершенства получения керна, его вывода и лабораторных исследований определяется инструкцией по применению. Для обоснования параметров расчета по данным КГТ необходимо получить Керн в разведочных скважинах из продуктивного разреза в следующем объеме; Полное извлечение ЦЕРН в шахте осуществляется в одной или нескольких первичных разведочных скважинах. В них проводятся комплексные и дополнительные (при необходимости) специальные геофизические исследования и испытания пластов по интервалам. По результатам бурения, исследования и испытания этих скважин оценивается эффективность комплекса КГТ и методов исследования керна и пластовых испытаний, применяемых для определения расчетных параметров и производительности скважин. В остальных разведочных скважинах Керн извлекается из отдельных интервалов сортировкой. Она должна быть не менее 15-20 метров, чтобы обеспечить надежное крепление керна к сечению. Количество скважин и распределение интервалов извлечения по площади и сечению кучи определяются в процессе разведки. На каждом крупном нефтяном или газовом месторождении с целью получения прямой информации о водонасыщенности керна с целью сохранения его объемно-объемных свойств-естественного уплотнения пластового дна, бурят хотя бы одну скважину с извлечением керна в безводном промывочном слое. Строительство и испытание с использованием поисковых скважин Нефтяные, газонасыщенные и водонасыщенные пласты испытывают отдельно на разных режимах работы скважины для получения характеристик насыщения, состояния газонасыщенных контактов, полных характеристик газоконденсата в скважинах, статических уровней, давления пласта и дна скважины, температуры пласта и глубинных проб нефти (не менее двух с каждого испытываемого в скважине объекта). Для получения эксплуатационной характеристики каждой сваи промышленного значения продуктивные слои свай, расположенные на разных участках оцениваемой площади по разным гипсометрическим показателям, должны быть испытаны на текучесть по интервалам. Для определения максимально допустимых дебитов нефти и газа на отдельных скважинах выполняются пробные работы по всей толщине продуктивного слоя. При низких дебитах скважин проводятся работы по интенсификации нефтегазотоков. При выполнении испытательных работ обязательно соблюдение установленных требований по охране окружающей среды и недр. Результаты отбора проб и испытаний коллекторов используются для определения пластовых и донных давлений скважин, коэффициентов производительности, гидропроводности и проницаемости коллекторов, дебитов нефти, газа, конденсата и воды при работе скважин в различных режимах. При определении расчетных параметров их применяют для нахождения количественных критериев, разделяющих непроницаемые породы и коллекторы. Результаты испытаний, взятые под геофизический контроль в многослойных флюидных кучах, используются для определения состояния контактов между слоистыми флюидами. Обоснование критериев определения состояния контактов между слоевыми флюидами, предельных показателей пористости и геофизических характеристик, установленных для разделения коллекторов по данным КГТ, осуществляется по результатам выборки и испытания пластов с однородными геофизическими характеристиками. Комплексные исследования разведочных скважин На каждой разведочной скважине должны проводиться комплексные исследования, необходимые для расчета запасов, а именно: – детальное изучение керна через каждые 0,1-0,25 м толщины слоя с целью определения литологических свойств, минерального состава и уплотнения коллекционных пород и покровов продуктивного слоя; – интерпретация материалов геофизических исследований в скважинах в интервалах отбора проб для лабораторных исследований целесообразна при определении геофизических параметров для получения эталонных (петрофизических) зависимостей, являющихся основными; – проведение рациональных комплексных геофизических исследований в скважинах, в которых осуществляется литологическая стратификация разреза по данным, разделение продуктивных слоев, их толщина и глубина залегания, определение суммарной, продуктивной, нефтенасыщенной и (или) газонасыщенной толщины продуктивных слоев на границе нефтяных, водоносных, газонасыщенных, газоносных зон, определение состояния и абсолютных показателей водоносных, газоносных и газонасыщенных контактов, определение открытой пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности коллекторных пород; проведение исследований; – проведение комплексных газогидродинамических исследований с целью изучения поглотительно-объемных характеристик коллекторов, состояния газонефтяных и водяных контактов, “работающих” в составе продуктивных пластов. Петрофизические исследования Результаты исследования керна в лаборатории используются для разработки петрографических основ интерпретации данных КГТ и обоснования надежности расчетных параметров. Основу геологической интерпретации данных КГТ составляют петрофизические зависимости типа” Керн–Керн“,” Керн–геофизика“,” геофизика–геофизика “и” геофизика–испытание". Петрофизические зависимости, используемые для обоснования расчетных параметров, могут быть обобщенными и частными. Использование первых допускается при условии подтверждения сходства исследуемых сечений. Петрофизические зависимости должны удовлетворять физической природе изучаемых явлений и отражать изменение петрофизических параметров в разрезе и площади месторождения (месторождения). Геофизические и коллекторные параметры, которые составляют связь” ЦЕРН-ЦЕРН", измеряются в образцах ЦЕРН в термобарических условиях, соответствующих атмосферным и слоистым условиям. Петрофизические зависимости должны строиться на образцах керна, отражающих тип коллектора, диапазон распределения и характер изучаемых свойств. Для обоснования зависимостей при достоверности 0,9 и относительной погрешности – 0,3 необходимо провести не менее 32 определений. Зависимость” Керн-геофизика " получается при измерении коллекторных свойств в образцах Керн, взятых в однородных по КГТ- материалам интервалах сечения, геофизические характеристики которых определяются по кривым (диаграммам) КГТ, записанным напротив этих интервалов. Преимущество зависимости "кернгеофизика" заключается в отсутствии необходимости измерения геофизических параметров, что в лабораторных условиях невозможно сделать на малогабаритных образцах. Основными условиями, определяющими возможность построения данного вида зависимости, являются высокая выходная мощность ЦЕРН (80-100%) и высокая частота определения параметров коллектора (не менее 3-5 на 1 м поперечного сечения) и надежная привязка ЦЕРН к сечению. Зависимости” геофизика-геофизика " получают путем взаимного сопоставления имеющихся данных по результатам интерпретации данных КГТ с учетом различных геофизических параметров или результатов испытаний карандашей. Целью сверки является определение пределов проницаемости, пористости и измеренных геофизических характеристик коллекторов и характера насыщения, необходимых для разделения непроводящих горных пород и коллекторов при отсутствии непосредственно качественных материалов. Обоснование коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности и других структурно-объемных характеристик горных пород, определяемых материалами КГТ, проводят путем сравнения средних показателей по толщине пластов с показателями, определяемыми по результатам лабораторных анализов с высоким содержанием керна (80100%), а коллекторных-с показателями, определяемыми с высокой частотой (не менее 3-5 на 1 м поперечного сечения). Обоснование проектной продолжительности строительства скважины Продолжительность бурения и укрепления скважин определяется на основании составления нормативной карты. Для этих расчетов рекомендуется использовать единые временные нормы бурения скважин на нефть и газ и другие полезные ископаемые по отдельным стратиграфическим горизонтам. Исходя из проектируемых механических данных бурения и действующих норм бурения отдельных интервалов, рассчитывается нормативная продолжительность: - механическое бурение; - опускание и подъем бурового инструмента; - замена форсунки и турбобура; - подготовительно-заключительные и другие работы; - ремонтные работы. Время механического бурения определяется путем умножения проектного времени на бурение одного метра на толщину интервала на отдельных интервалах. Время выполнения подъемно-разгрузочных операций устанавливается на каждый интервал бурения исходя из количества пролетов инструмента, количества подъемов и опусканий свай, расчетов норм времени подъема и опускания инструмента из инструкции. Время подготовительно-вспомогательных работ определяется исходя из единых и местных норм времени. Объем ремонтных работ определяется для каждого интервала в определенном процентном соотношении к продуктивному (полезному) времени бурения. В отдельных случаях для определения времени подъемно-спусковых и подготовительно-вспомогательных работ при бурении или разведке месторождений с большой глубиной залегания скважин могут применяться укрупненные (комплексные) нормативы, рассчитанные на один рейс инструмента в зависимости от глубины залегания того или иного горизонта. Геологические паломничества при бурении скважин Бурение каждой скважины дает обширную геологическую и горно- геологическую информацию о строении недр, нефтегазоносности разреза, структуре продуктивных пластов. Однако при несвоевременном ведении первичного геологического документа буровой бригадой и геологической службой теряется значительная его часть. Результаты интерпретации полученной информации во многом зависят от ее своевременности, качества, полноты и систематизации. При бурении поисково-разведочных скважин основным документом является журнал бурения, в котором обобщаются все материалы, накопленные в процессе бурения скважин. На основании журнала бурения составляется геологический журнал, в котором записываются интервалы извлечения керна, дается его предварительное определение, указываются глубины отбора проб, цель и место их направления на анализ. При этом большое внимание будет уделено описанию и обобщению образцов, полученных с помощью вспомогательных пробоотборных устройств. Получение шлака также в процентах описывается с указанием наличия той или иной породы. В геологическом журнале фиксируются все разрывы, разрывы инструмента, интервалы нарушения циркуляции промывочного раствора. Особое внимание уделяется интервалам, в которых наблюдается возникновение нефтегазового стока. При наблюдении больших объемов нефтегазового стока берут пробы газа, нефти, воды и вносят их необходимые параметры в геологический журнал. При бурении эксплуатационных скважин обычно ведется комплекс документации (дело), в котором обобщается вся документация, связанная с проектированием, бурением и испытанием скважин. При вводе скважины в эксплуатацию составляется ее паспорт, в который заносятся даты начала и окончания бурения, геологическое сечение, толщина пластов, конструкция скважины, интервалы перфорации, результаты испытаний, а также аварии и сложности, возникшие в процессе бурения. В процессе эксплуатации скважины в паспорт заносятся результаты всех проведенных технологических операций, суммарная добыча нефти или газа по скважине и все данные геолого-технологического характера. В комплект документации скважины обычно включают следующие документы: 1. Технический проект бурения скважины. 2. Акт о переносе пункта расположения скважины с плана на место. 3. Акт размещения скважины. 4. Акт подготовки скважины к бурению. 5. Геолого-технический музей. 6. Акт начала бурения скважины. 7. Журнал бурения скважин на скважину. 8. Акты контрольных замеров бурового инструмента. 9. Ежедневная информация мастера бурения. 10. Акт ликвидации аварий (аварий). 11. Геологический журнал. 12. Журнал параметров глиняного раствора. 13.План разгрузки эксплуатационного конька с учетом его цементирования. 14. Акт спуска эксплуатационного (технического) конька. 15. Акт цементации конька. 16.Акт о завершении бурения и результатах испытания конька на герметичность. 17. Акт отделения цементного кольца от конька. 18. Акт об измерении расстояния от конусной муфты до стола Ротора. 19. Акт опробования скважинного оборудования. 20. Акт о том, что насосно-компрессорные трубы опущены. 21. Акт о результатах выборки слоя. 22. Акт консервации скважины. 23. Паспорт скважины. 24. Журнал эксплуатации. 25. Акт на достройку (ликвидацию) скважины. Первичные документы, представленные выше, обычно заполняются бурильщиком, буровым мастером или инженером-бурильщиком, поэтому важно знать значение каждого документа, их содержание. От этого зависят как результаты бурения, так и интерпретация всего геологического материала, полученного по скважине. Под системой размещения разведочных скважин понимается пространственное размещение пробуренных скважин с целью расчета запасов нефти и газа по отраслевым категориям и получения геологической информации, необходимой для подготовки месторождения к эксплуатации. При выборе системы размещения разведочных скважин определяющую роль играет расположение по площади контролируемых запасов с тремя геологическими границами – верхней, нижней поверхностью продуктивного пласта и поверхностью СНК (ГСК). В зависимости от типа природного заказника влияние той или иной геологической границы на размещение запасов существенно изменяется. Это связано с тем, что скопления нефти и газа в слоистых и массивных хранилищах отличаются друг от друга. Это различие заключается в том, что в слоистых кучах расположение объема контролируется тремя поверхностями: примерно параллельной верхней и нижней поверхностью продуктивного слоя и поверхностью контакта. В массивных штабелях контроллерами являются только две поверхности: верхняя поверхность продуктивного слоя и поверхность СНК (ГСК), которая пересекает все тело массивного бункера. В связи с этим, например, для свай в пластовых пластах, не выявленных по данным бурения разведочных скважин, волнообразное изменение верхней поверхности продуктивного горизонта в пределах купольной части практически не влияет на распределение запасов по площади, а для массивных свай имеет принципиальное значение (рис.10.1). Волнообразные изменения поверхности залегания продуктивных пластов в предконтурных зонах массивных нагромождений практически не влияют на размещение запасов, поэтому совершенное наблюдение за контурами массивных нагромождений, как показал анализ, малоэффективно. Для многослойных свай наблюдаются и другие особенности. Одним из основных показателей, контролирующих величину запасов в кучи складских хранилищ, является площадь. Благодаря этому изменение наклона створок в предконтурной зоне может оказать существенное влияние на величину площади нефтеотдачи, соответственно на распределение запасов и внешний вид объемной модели. В связи с этим в процессе поиска кучи в складских хранилищах требуется выполнять контурное бурение. Размещение скважин по показателю удельной высоты кучи. В 1974 году Е.A.Енгалычев предложил метод решения основных задач первичной оценки нефтяных и газовых месторождений пластово-купольного типа, основанный на порядке их оценки по показателю удельной высоты кучи. Существующие геолого-геофизические методы подготовки свай и методики определения коэффициента их заполнения не всегда дают положительный результат. Это приводит к бурению нескольких скважин за пределами кучи. Для определения ГСК (СНК)скважины рекомендуется располагать исходя из общей толщины продуктивного слоя с учетом характера его насыщения. Под удельной высотой кучи х понимают отношение (рис.7.11) высоты вскрытой кучи слоисто-купольного типа к общей толщине продуктивного горизонта, характеризующее степень насыщения подземного хранилища углеводородами. По величине этого показателя кучи делятся на три вида. Схема размещения скважин в сваях слоисто-купольного типа в зависимости от Удельной высоты сваи. (а – маленький, б – средний, в-большой) (Е.A.По енгалычеву). В тех случаях, когда куча находится на небольшой относительной высоте (куча, в которой слой не заполнен), поисковая скважина определяет положение контакта в купольной части рукоятки: наружный контур кучи определяется от пересечения контакта с верхней поверхностью пласта. Первичная оценка таких свай определяется бурением двух-трех скважин по системе труб. При средней относительной высоте кучи (Си) положение наружного контура не зависит от общей толщины слоя, обнаруженного в скважине в купольной части кучи. Такие кучи разделяются на три участка на границе ожидаемого внешнего контура: центральный (Si<2) и два краевых (h<1). Первичная оценка этих участков производится путем бурения четырех скважин сквозного, продольного и поперечного профилей через скважину, вскрывающую сваю в куполе. Сначала бурят центральный участок, на границе которого размещают по одной скважине на противоположных створках скважины. Две другие скважины будут пробурены на краевых участках. Куча с большой относительной высотой делится вдоль длинной оси на границе ожидаемого внешнего контура на пять участков: центральный (Si>2), два промежуточных (Si<2) и два краевых (Si<1). Первичная оценка таких свай производится пятью скважинами. В первую очередь колодцы размещают на противоположных флангах сооружения на границе промежуточных участков. Затем на Центральном и краевом участках бурят скважины (по одной). Способ размещения скважин в массивных кучах. Этот метод был разработан в 1974 году Г.A.Рекомендовано Габриеляном для разведки и первичной оценки нефтяных и газовых месторождений, расположенных на крупных поднятиях, положение купола которых в выявленных или прогнозируемых районах, зонах и стратиграфических комплексах которых неясно. Содержание разработанной системы размещения скважин состоит в следующем. В конструкции, подготовленной к глубокому бурению, две-три разведочные скважины размещаются вдоль длинной оси в пределах предполагаемого купола участка (скважины нумеруются в соответствии с порядком бурения, например скважина №1-3). Скважины №4-6 бурят по треугольной системе на каждом фланге сооружения одновременно или поочередно при поступлении потока нефти или газа промышленного значения в зависимости от геолого-экономических или складывающихся условий. Это позволяет определить их пространственное положение и выделить купольный участок. Поисковые треугольники располагаются таким образом, чтобы одна из их сторон была параллельна ориентировочному направлению длинной оси сооружения. Таким образом, из шести скважин, пробуренных в продуктивной структуре, четыре будут находиться вблизи купола (по две на каждом створе), а две, расположенные по краям треугольника, будут характеризовать предконтурную зону. Предлагаемая система размещения скважин лишена указанных недостатков традиционных методов и позволяет надежно монтировать определяющие элементы конструкции. По трем точкам определяется пространственное положение крыльев конструкции; пересечение крыльев дает осевую линию, и таким образом определяется точное местоположение купола. Кроме того, в шести точках достоверно определяется положение ГСК или СНК и, следовательно, определяются основные параметры для проектирования разведочных работ по принципу “равный объем запасов – равное количество скважин” – порядок размеров продуктивной площади. Равномерное освещение (уточнение) кучи позволяет многократно оценивать запасы нефти и газа. Потому что четыре из шести скважин открывают купольный блок кучи, где сосредоточены основные запасы кучи в массивном хранилище. На основании полученных данных определяются зоны равного объема для рационального размещения разведочных скважин. Метод "дифференциации вариантов". В 1979 году Г.A.Габриелянс, М.B. Павлов и В.A.Аракеляном был предложен метод выбора точки размещения скважин на основе создания и оценки вариантов моделей нефтяных и газовых кучи. Данный метод применяется в тех случаях, когда исследуемый объект сложен, не хватает данных о его структуре и в силу других негативных факторов невозможно однозначно объяснить имеющиеся фактические материалы. Первичная оценка вскрытой шахты дает возможность построить несколько вариантов (гипотез) моделей кучи, которые не противоречат исходным данным, а отличаются друг от друга. Возникновение субъективизма при выборе одного из вариантов в качестве основы для размещения системы скважин может привести к безрезультатному и неосведомленному бурению и привести к потере рациональной методики проведения работ. Предложенный метод обеспечивает целесообразность бурения отдельных скважин с целью определения масштабов вскрываемых свай и установления основных закономерностей их строения путем выполнения: 1) Модель кучи нефти и газа по имеющимся фактическим данным составление вариантов; 2) Выявление и оценка более разнообразных вариантов; 3) Проверка величины различий: если она значимо велика, переход к 4 пунктам, если незначительна – первичная оценка кучи по относительно рациональной для данного вида методике; 4) определение зон, в которых могут быть размещены скважины; 5) оценка зон и выбор места размещения скважины; 6) бурение скважин, переход к пункту 1. Размещение поисковых скважин по типу равноразмерных. Одним из способов поиска нефти и газа является бурение исследуемого участка по равноразмерному типу. Теория этого метода Д.Гриффитс, И.D.Савинский, А.M.Прекрасно развит Шурыгиным и другими исследователями. В его основе лежит предложение о наличии определенного количества месторождений в границах перспективного района. При этом следует выбирать такие размеры разведочных скважин равноразмерного типа, чтобы при минимальных затратах обеспечить максимальное погружение скважин до границы месторождения. Если на перспективном участке месторождения распределены равномерно, то бурение по равноразмерному типу считается рациональным с точки зрения получения высокой эффективности. Если разброс залежей на исследуемом участке точен или известен заранее по величине, то плотность типа бурения рассчитана на максимизацию прибыли, т. е. на то, чтобы разница между затратами на открытие месторождения и ценой вскрытой нефти была максимальной. Прибыль от открытия большого количества мелких месторождений не покрывает затрат на поисковые работы по темному типу. Максимальный экономический эффект достигается, когда размеры ячеек составляют около 3 км, при больших размерах снова уменьшаются, так как значительная часть отложений начинает пропадать. До сих пор для поисков рудных месторождений использовался равноразмерный тип скважин. Консервативность (фанатизм) нефтяников, ни разу не принявших такого типа, отчасти объясняется тем, что они более субъективно доверяют геологической информации, чем статистическому анализу распределения месторождений, и считают, что только знание геологии может обеспечить успех. Но существенной причиной консерватизма является то, что в условиях жесткой конкуренции и свободного предпринимательства, характерных для нефтяной промышленности в условиях рыночной экономики, очень сложно или даже невозможно применить метод бурения по равноразмерному типу. В качестве альтернативы Д.Как рассчитывал харбух, такой подход к поиску нефти позволил бы обеспечить значительную эффективность ее применения на концессионных участках с достаточно большой площадью. Размещение поисковых скважин по случайному типу. Стратегия размещения поисковых скважин по случайному типу предусматривает определение местоположения скважин по таблице случайных чисел. Это не исключает необходимости каких-либо геологических знаний, то есть поиск действительно сосредоточен на бурении методом “дикой кошки”. Такой подход к поиску противоположен традиционной стратегии поисковой работы, но его рассмотрение представляет ряд интересов. G.Менарда и Д.Исследования Шермана на примере истории открытия крупных месторождений США показали, что случайное размещение разведочных скважин, особенно при наличии крупных месторождений, может привести к значительно большей эффективности разведки по сравнению с реальной историей нефтегазовой промышленности США. В практической деятельности этот метод специально не используется. Модифицированный вариант этого метода может быть использован при проектировании поисковых работ в условиях, когда невозможно осуществить достоверное геолого-геофизическое прогнозирование. Заключение Современная теория нефтегазообразования, основанная на изучении закономерностей формирования месторождений и их пространственного размещения, представляет собой биогенную осадочно-миграционную теорию ступенчатой генерации углеводородов различного фазового состава. Он является основателем школы нефтегазгеологии, выдающимся ученым академиком И.M.Считается предшественником органической концепции, созданной Губкиным. В 80-х годах XX века была разработана эволюционно-метагенетическая модель этой теории, обеспечивающая с высокой степенью достоверности индивидуальное количественное прогнозирование перспектив нефтеотдачи пластов. В соответствии с ним рассматриваются, соответственно, важные теоретические положения курса: закономерности образования углеводородов, образования и размещения залежей, оценка перспектив нефтегазоносности и обоснование основных направлений поисков месторождений, пути повышения эффективности нефтегазгеологического районирования, рациональной последовательности поисково-разведочных работ и рационального экологического обеспечения систем их размещения, определяющих высокую рентабельность освоения нефтегазовых ресурсов. В процессе подготовки и выполнения геолого-разведочных работ на нефть и газ в качестве ориентиров следует использовать основные положения современной геологической и экологической науки о развитии топливно- энергетического комплекса государства в условиях рыночной экономики. Геологоразведочные работы нефтегазовой специальности должны проводиться с высокой экономической эффективностью с полным экологическим обеспечением поисков и разведки месторождений. При этом должны поддерживаться оптимальные условия в процессе поискового сокращения, последовательность и режимы выполнения видов и объемов работ, сроки их выполнения с минимальными затратами. Своевременное возмещение значительных затрат на геологоразведочные работы определяется включением в поисково-разведочное бурение регионов и участков с максимальным нефтегазовым потенциалом и обеспечивается открытием новых месторождений, значимых по размерам. Это составляет современную стратегию поиска нефти и газа. Список литератури 1. Абидов А.А., Эргашев Й., Қодиров М. Нефть ва газ геологияси. Русча-ўзбекча изоҳли луғат. Тошкент. “Шарқ” 2000. 2. Абидов А.А. Современные основы прогноза и поисков нефти и газа. Ташкент. “Фан” 2012. 3. Алексеенко В.А. Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых. Учебник. М., Недра, 2000. 4. Абрамечева Т.В. Экономическая эффективность нефтегазоразведочных работ. Уч. пособие. Ухта 2003. 5. Бурцев М.И. Поиски и разведка месторождений нефти и газа: Учеб. пособие. Москва. Изд-во РУДН, 2006. 6. Бакиров А.А., Бакиров Э.А. и др. Геологические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления. Москва. Недра 1982. 7. Бакиров АА, Бакиров ЭА, Габриэлянц ГА, Керимов В.Ю., Мстиславская Л.П. Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа. Под ред. Э.А. Бакирова и В.Ю. Керимова: Учебник для вузов. В 2- х кн. - 4-е изд., перераб. и доп. - Кн. 2: Методика поисков и разведки скоплений нефти и газа. - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2012. 8. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. М., Изд-во МГУ, 2000. 9. Бурцев М.И. Особенности заложения поисковых и разведочных скважин на ловушках различного генетического типа. М., Изд-во РГУ нефти и газа, 1992. 10. Временное положение об этапах и стадиях геолого- разведочных работ на нефть и газ. Приложение №3 к журналу «Минеральные ресурсы России», 2001.