В.Г.Каналин С.Б.Вагин М.А.Токарев ГАЛанчаков В.А.Тимофеев 3 страница

Установить истинную величину работающей мощности помогут новые приборы - дебитомеры РГД-4, РН-26, термодебитомеры Т-4, СТД-2, комплексные приборы "ПОТОК-5".

Следует заметить, что проводимые исследования профилей отдачи и притока на нефтяных месторождениях нашей страны позволяют сделать вывод о возможности изучения неоднородности нефтяных залежей, ориентировочной оценки рабочей толщины пластов, а также решения отдельных вопросов контроля и регулирования разработки.

2.1.5. Геохимические методы изучения продуктивных пластов

Следует выделить три основных метода:

•) газовый каротаж скважин; 2) люминисцентно-битуми-нологический анализ; 3) гидрохимический анализ подземных вод.

3 ^налин

-33-

Два первых метода служат для решения отдельных вопросов оценки нефтегазоносности недр в процессе поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений и с этих позиций нами рассматриваться не будут.

Гидрохимический анализ подземных вод заключается в следующем. В процессе опробования скважин отби­раются пробы воды из каждого водоносного пласта и водоносных частей продуктивных пластов. Эти пробы направляются в химическую лабораторию, где устанавливаются следующие характеристики:

1) ионно-солевой состав каждой пробы воды, количество воднорастворённых газов;

2) содержание микрокомпонентов в пробах воды (йода, бора, брома, бария, микроэлементов и т.д.);

3) виды и количество воднорастворённых органических веществ;

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

С целью геологической интерпретации результатов анализа строятся типовые гидрогеологические разрезы, где отражается ионно-солевой и газовый составы вод различных горизонтов. Как отмечают А.А. Карцев, В.П. Шугрин, эти материалы можно использовать при сопоставлении пластов нефтяных и газовых месторождений. В других случаях эти данные позволяют зафиксировать разрывные нарушения по резкому несоответствию показателей ионно-солевого состава вод.

В процессе разработки нефтяных залежей в значительной степени изменяются гидрохимические параметры. Это зависит от продвижения к забою скважин новых порций воды, имеющих несколько иной физико-химический состав. Нередко вследствие нарушения цементного кольца или по тектоническим трещинам происходит обводнение продуктивного пласта пластовой воды из другого водоносного горизонта, имеющего иной гидрохимический состав.

На основе анализа проб воды устанавливаются пути её поступления и принадлежность к тому или иному горизонту (верхние, нижние, промежуточные воды, воды тектонических трещин и т.д.).

Кроме того, в процессе поддержания пластового давления в нефтяную залежь закачиваются пресные, морские воды, а также пластовые воды из выше или нижележащего горизонтов. В этом случае состав пластовой воды нефтяной залежи изменяется за

-34-

счёт физико-химических процессов, зависящих от содержания кислорода и различных соединений серы. В условиях пласта начинают резко усиливаться окислительно-восстановительные процессы, что приводит к значительному увеличению содержания в пластовой воде сульфатов, сероводорода, углекислоты. В целом по этим данным определяют положение фронта закачиваемой воды и языков обводнения.

Большое значение при выборе метода поддерживания пластового давления имеет решение вопроса о пригодности и эффективности использования вод различного состава. Практика их закачки показала, что содержание в них большого количества железа, коллоидов, взвесей, плохо растворимых гидрокарбонатов и сульфатов кальция нередко приводит к выпадению этих веществ в осадок, к закупорке пор. Например, закачка поверхностных вод, содержащих большое количество кислорода, сульфатов кальция и магния, в пласты с щелочной водой нередко приводит к выпадению в осадок серы и карбонатов кальция. Закачка щелочных вод в песчано-глинистые пласты нередко приводят к разбуханию глинистых минералов и ухудшению коллекторских свойств. Кроме того, при оценке методов заводнения большое значение имеет вопрос о степени поверхностной активности нефти, которая устанавливается на основе определения в ней органических кислот. С этих позиций выбор поверхностно-активных веществ при закачке воды в залежи с различными нефтями имеет громаднейшее практическое значение.

2.1.6. Метод изучения разрезов скважин по буримости пород

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

В то же время при подсчёте запасов нефти и газа и особенно при проектировании и анализе состояния разработки необходимо иметь информацию о плотных пластах и пропластках, закономерностях их распространения, чтобы судить о выработке

з*

запасов, гидродинамической связи отдельных интервалов разреза между собой, продвижении фронта закачиваемой воды и т.д. Ответ на эти вопросы может дать рассматриваемый метод в комплексе с другими методами изучения нефтяных и газовых залежей.

2.1.7. Термометрические методы

Термометрические методы исследований пока недостаточно используются на нефтяных промыслах с целью получения информации о геологопромысловых и фильтрационных характеристиках залежей продуктивных пластов. Эти методы можно разделить на пять групп:

1) замер температуры пластов;

2) термодинамические методы исследования пластов и скважин;

3) термографические исследования скважин;

4) изучение тепловых полей нефтяных залежей при закачке в них холодной воды;

5) термометрический контроль при тепловом воздействии на пласт.

1. Замеры пластовой температуры необходимы для установления условий формирования залежей нефти и газа, изучения теплового поля Земли (определения геотермической ступени и геотермического градиента), для определения технических условий при геофизических и тампонажных работах в скважине. Кроме того, данные этих исследований используются при изучении свойств флюидов (нефти, газа, конденсата и воды) в пластовых условиях, при подсчёте запасов, проектировании и анализе состояния разработки, установлении режима залежи, динамики движения подземных вод. Изучение распределения температуры по стволу скважины с помощью электротермометра позволяет выявить аномальные участки, указывающие на наличие тектонических нарушений как в пределах структуры, так и в пределах нефтяной или газовой залежи. Эти данные учитываются в процессе разработки залежей, они очень важны при поисках нефти и газа на больших глубинах.

2. Термодинамические методы исследования скважин и пластов эффективны при изучении гидродинамического состояния разрабатываемых залежей нефти и газа. Во многих опубликованных работах рассмотрены термодинамические

-36-

процессы при • фильтрации нефти, газа и воды в поровом пространстве, показано, что кривая изменения температур на забое, замеренных при работе скважины с постоянным отбором, может быть преобразована в кривую депрессии вокруг скважины. Это позволяет зафиксировать такие фильтрационные параметры как гидропроводность, проводимость, подвижность, пьезопро-водность, проницаемость.

Исследование методов теплопередачи в продуктивных пластах позволило изучать значительную часть залежей с точки зрения термо- и гидродинамической их оценки и получать важнейшую геологопромысловую информацию о наиболее активных, пассивных и застойных участках залежи. Построение соответствующих карт или схем дает возможность более дифференцировано подходить к проектированию или анализу состояния разработки нефтяных и газовых залежей, оценивать степень выработки запасов и конечный коэффициент нефтегазоотдачи.

3. При термографических исследованиях скважин на термограммах выделяются чёткие аномалии, вызванные дроссельным и калориметрическим эффектами. На основании интерпретации этих диаграмм устанавливают динамическую и эффективную толщины пластов, их продуктивность, перетоки жидкости из одного пласта в другой. В нагнетательных скважинах определяются интервалы водопоглощения, их приёмистость. Кроме того, решаются вопросы технического состояния скважин, нарушения герметичности эксплуатационных колонн.

4. При изучении изменения тепловых полей нефтяных месторождений (Ромашкинское, Самотлорское) при закачке в них холодной воды при внутриконтурном заводнении установлено, что охлаждение нефтяного пласта имеет локальный характер, радиус зоны охлаждения при закачке воды в течении 4-5 лет достигает 200-250 м. Дальнейшая закачка воды и охлаждение пласта приведут к увеличению вязкости нефти, выпадению парафина в условиях пласта, значительному снижению продуктивности скважин.

5. Термометрический контроль осуществляется при следующих видах теплового воздействия на пласт: а) подогреве паром; б) электрическом прогреве призабойной зоны; в) создании Движущегося очага горения; г) термокислотном импульсировании на забое и внутри пласта. Термометрический контроль при внедрении этих методов заключается в установлении закономерности продвижения тепловых потоков как в призабойной зоне, так и в пределах всего пласта, изменения физико-химических свойств в нефти, изменения продуктивности скважин.

-37-

Таким образом, термометрические методы исследования пластов и скважин в целом позволяют получить весьма обширную геологопромысловую информацию о нефтяных и газовых залежах.

2.1.8. Методы, позволяющие получать информацию на основе анализа эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин

В процессе анализа эксплуатации добывающих скважин по соотношению дебитов можно сделать вывод о характере коллектора, закономерностях изменения коллекторских свойств по площади залежи, наличии трещиноватости, ориентировке трещин в пределах площади залежи. По изменению процента песка судят о характере коллектора, степени его сцементированности. На основании отбора проб нефти на устье каждой добывающей скважины определяется процент воды и делаются выводы относительно характера продвижения контуров нефтеносности, наличия языков обводнения.

Проанализировав характер изменения пластовых давлений по площади и разрезу нефтяных залежей во времени, можно оценить характер коллектора и коллекторских свойств, сделать выводы относительно развития того или иного режима в залежи. По изменению пластовых давлений в каждой добывающей и нагнетательной скважине строят карты изобар, по которым рассчитывают средневзвешенные по площади и объёму залежи пластовые давления в пределах внешних контуров нефтеносности или в пределах зоны отбора. На основе анализа карт изобар осуществляют контроль и регулирование разработки, принимают меры по увеличению или уменьшению объёма закачиваемой воды в пласт, по улучшению состояния разработки каждого эксплуатационного объекта.

Кроме того, по результатам замера пластовых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах строят карты разницы пластовых давлений (находится разница между пластовым давлением в одной и той же скважине на текущую дату замера и пластовым давлением на предыдущую дату исследований). По этим картам оценивают эффективность закачки воды в пласт, устанавливают наличие экранов, зон замещения пласта плотными непроницаемыми породами, решают вопрос о переносе закачки воды в другие скважины или другую часть залежи. Например, построение такой карты по тульско-бобриковской залежи на Ярино-

-38-

Каменноложском месторождении позволило зафиксировать наличие экранов на западном крыле залежи, ликвидировать здесь закачку воды в законтурные нагнетательные скважины и полностью перенести её на восточное крыло залежи.

2.1.9. Геологопромысловые методы

На основе детального анализа всех методов получения геологопромысловой информации о залежах продуктивных пластов даётся комплексное геологопромысловое представление о строении залежи, распределении общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин, границах залежи, уточняются коллекторские свойства, оцениваются неоднородность, фильтрационные параметры пласта, физико-химические свойства флюидов, дебиты нефти, газа, воды, начальное пластовое давление, динамика его изменения во времени, газовые факторы, продуктивность скважин, приёмистость нагнетательных скважин, режим залежи, выбирается метод поддержания пластового давления.

Геологопромысловые особенности нефтяных залежей изучают на основе построения корреляционных схем, геологических разрезов, карт, схем, характеризующих строение продуктивных пластов. На базе комплексной оценки геологопромысловых особенностей залежей продуктивных пластов рассчитывают кондиции и устанавливается конечная нефтеотдача при данной системе разработки.

В целом на этом этапе можно выделить три вида геологопромысловой информации: 1) описательную;

2) качественную; 3) количественную.

Описательная информация включает описание геологического строения как в целом региона, так и конкретного месторождения (геоморфология, история геолого-геофизического изучения района, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность, полезные ископаемые); качественная информация -схемы корреляции, геологические разрезы, сведения о коллекторских свойствах, продуктивности, термобарических и энергетических характеристиках пласта (залежи); количественная информация - различные карты, характеризующие строение пластов и залежей, а также результаты обработки всей геологопромысловой информации с помощью вероятностно-статистических методов, что позволяет в конечном итоге создать модель залежи нефти (газа).

39-

На следующих этапах изучения нефтяных или газовых залежей отмеченные виды геологопромысловой информации в основном остаются, но они значительно усложняются и дополняются информацией, полученной в процессе пробной или опытно-промышленной эксплуатации изучаемой залежи.

Таким образом, все перечисленные методы получения геологопромысловой информации о залежах позволяют составить объективное представление о всех параметрах, учитываемых при подсчёте запасов, проектировании и анализе состояния разработки.

2.2. Геологическое обоснование проекта бурения скважин, геологический контроль за режимом их проводки и операций по спуску обсадных колонн и их цементированию

2.2.1. Геолого-технический наряд

Перед забуриванием каждой скважины на буровой собирается пусковая конференция, на которой представители технической и геологической службы знакомят буровую бригаду с геолого-техническими условиями проводки скважины. Представители отдела труда и зарплаты знакомят с условиями оплаты труда буровой бригады, со сроком бурения скважины, с механической и коммерческой скоростями проводки скважины и условиями оплаты труда при ускорении бурения.

Перед началом пусковой конференции геологическим и техническим отделами составляется геолого-технический наряд на бурение скважины, который утверждается главным инженером и главным геологом конторы бурения, УБР или НГДУ. Геолого-технический наряд является важнейшим документом, в соответствии с которым осуществляется технология проводки каждой скважины. В титульной части -проекта указываются:

категория скважины (опорная, параметрическая, поисковая, разведочная, эксплуатационная); задачи бурения (установление геологического строения и нефтегазоносности новых территорий, оконтуривание какой-либо залежи и т.д.); проектная глубина скважины (табл.1).

40-

Таблица

и

Геолого-технический наряд на бурение скв. 10 Лукъяновской площади (Усть-Балыкская экспедиция): категория скважины -поисковая; задача бурения - поиски нефти и газа

Гес

зло

гиче

екая

часть

Техническая часть

Подъем ин-

стр

умента

S

•S ч

|i°

•Z.

I (U о;

is S

о §

X S ^

& о

§

Щ Q -2 С Ч>

(0 со

0 Q.

I (0 её

2^ ^^

(С m ^ u

л

СП

о.

и ^3

^

<ч

^5

^5 ^

(Ю о. те

о с к

S (0

S

Р

^S

^ >>

о

I о S S 0) \0 Е° о (0 ш та г ю >>

о: S -& Я о. I-0

<Я о. is S ^ и <t) т Еэ о I- S >s л i (U о о. с:

о. is S SЈ и (D 7 S >s S ? ПЗ e

S (0 с. ^ >< )S 3 Е ф Ј (О g §: ф о. С

^••w " fi о а 5g ^i° i8 хз CO m Ss и — а: " S 0 ?? И 1§

го т а. (D ^: о а- и ns m о. ? i

ge е-ё Se X § h Ij те ^ 0 > ш Q ^. 11 ЈS ^•0

<о о. о 1-и (0 Q. С I 5: m ь ф т ^

1^ z| i и "ш eg &g пз о Q. 03 (С 'г 5 о то ш те 0 ^5 S ^ 0 5 >.о ^ё

Q- С g ? Q. g Л С 0) Q. ^

?! с т ?1 ^ls Ј |Ё |§ 1§ ii ^ as s 3- I s та С X о аэ Й 5

i S Z m §. о о о. CQ ^ CL 0 Ю о U S 3-

н § ё о: (0 ^ & (О I о; яз ш 0} U о

^ U5 (0-- ^" 8| IJ ^ ^ё §^ СТ (Ц 1§ S-Q — с

)S 0) 1— ё пз U О

т i о. о :эй U

is <D 3- cu m <> CQ 1 1

Ю ^ as ^' §1 Is " 5 ^s ё^ |5 o-q Јg ^ё

I

Геолого-технический наряд (ГТН) состоит из геологической и технической частей. В геологической части приводятся:

стратиграфический разрез; проектная и фактическая литология проходимых пород; предполагаемый угол их падения; интервалы проходки с отбором керна и шлама; интервалы глубин, на которых ожидаются нефтегазоводопроявления, поглощения и потери циркуляции промывочной жидкости, обвалы стенок скважин;

качество глинистого раствора; глубина замера кривизны скважины, комплекс промыслово-геофизических исследований; конструкция скважины, места установки центрирующих фонарей, их число, способ испытания скважины на герметичность, высота подъёма

-41

цемента, его количество; интервалы перфорации, её виды, количество отверстий на 1 м скважины.

В технической части указываются: проектная и фактическая крепость пород; проектное и фактическое количество долблении, тип и размер долот, механическая скорость; число оборотов рото­ра; осевая нагрузка на долото; рабочее давление буровых насо­сов, их подача, диаметр рубашек, число ходов насоса; оснастка талей; скорость подъёма инструмента, число свечей; интервалы и скорость проработки скважины перед спуском колонны.

Буровая бригада и геологическая служба должны строго соблюдать выполнение всех намеченных геолого-техническим нарядом мероприятий и указаний, что позволит осуществлять правильную с технологической точки зрения проводку скважин.

2.2.2. Контроль за качеством промывочной жидкости

В соответствии с геолого-техническим нарядом геологическая служба наблюдает за качеством промывочной жидкости. Определяются ее плотность, вязкость, толщина глинистой корки, водоотдача. Фиксируется поглощение промывочной жидкости в трещиноватых, кавернозных и крупнопористых породах (иногда до её полного ухода.) При значительном поглощении необходимо перейти на жидкость с меньшей плотностью и большой вязкостью при малой водоотдаче. При полных уходах промывочной жидкости в скважину закачивают шлам, песок, цемент, опилки, часто эти интервалы перекрываются промежуточной технической колонной. При выбросах и аварийном открытом фонтанировании устье скважины оборудуют превентором, а в промывочную жидкость добавляют гематит, барит, магнетит, доводя плотность промывочной жидкости до 1,7 - 2,4 г/см³. При водопроявлениях увеличивают вязкость и плотность промывочной жидкости.

Все интервалы ухода промывочной жидкости и потерь циркуляции фиксируются геологической службой.

2.2.3. Контроль технического состояния скважин

Геологическая служба конторы бурения или промысла полностью отвечает за полноту и качество проводимых в каждой скважине геофизических исследований, комплекс которых

-42-

определяется либо проектом поисково-разведочных работ, либо документами по проектированию разработки. При проводке скважины основное внимание уделяется ее техническому состоянию, для изучения которого применяют инклинометрию, кавернометрию, цементометрию. При инклинометрии измеряются угол и азимут искривления, с помощью которых устанавливаются положение скважины в пространстве, её вертикальная глубина, истинная глубина залегания продуктивных пластов и маркирующих горизонтов, проложение скважины (проекция проложения устья и забоя скважины). В наклонно-направленных скважинах инклинометрия проводится через 5 -10 м, в вертикальных - через 20 - 50 м. Большое внимание инклинометрии должно уделяться при бурении горизонтальных скважин. Кавернометрия позволяет определить фактический диаметр скважины, который учитывается при характеристике литологического состава проходимых пород, при авариях и обрыве инструмента, попадании в скважину посторонних предметов и особенно для расчета объема скважины при ее цементировании.

Цементометрия позволяет установить высоту подъёма цемента за колонной, степень его сцепления с пройденными горными породами, а также распределение цемента в затрубном пространстве. Цементометрия осуществляется с помощью акустического, радиоактивного и термического методов.

2.2.4. Конструкция скважин, контроль за спуском обсадных колонн

При выборе конструкции скважины необходимо обеспечить:

1)прочность и долговечность крепления стенок скважины;

2) надежную изоляцию газоносных, нефтеносных и водоносных горизонтов, а также намеченного эксплуатационного объекта;

3) успешное бурение до проектной глубины и возможность реализации проектной системы разработки; 4) возможность применения запроектированного способа и режима эксплуатации;

5) экономию металла и цемента.

При выборе конструкции скважины надо учитывать геологические особенности разреза месторождения. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в нефтяных скважинах не должен быть меньше 100 мм. Допускается бурение скважин малого диаметра для эксплуатации газовых залежей при:

1) небольшой глубине залегания газоносных пластов; 2) наличии продуктивных пластов малой проницаемости и мощности, дающих

-43-

притоки газа в скважине до 50-60 тыс.мЭ/сут; 3) выпадении жидкости на забой, удалить которую можно лишь при высоких скоростях газового потока.

Для создания наиболее благоприятных условий притока нефти или газа из пласта в скважины большое значение имеет правильный выбор конструкции оборудования забоя скважины. Конструкция забоя определяется геолого-физическими свойствами продуктивного пласта и его положением по отношению к границам залежи (контактам).

При вскрытии пласта на всю мощность, без последующего закрепления стенок скважины в интервале его залегания, путём цементирования достигаются максимально благоприятные условия притока.

Однако часто характер пород в продуктивном интервале не позволяет эксплуатировать скважины с открытым забоем. В этом случае применяют конструкцию низа скважины с зацементированной эксплуатационной колонной.

Наиболее часто всю скважину, включая и продуктивный пласт, проходят долотом одного диаметра; затем до забоя спускают колонну обсадных труб, которую цементируют. Этим методом достигается полное разобщение за колонной всех пройденных горизонтов. Связь скважины с пластом восстанавливается последующей перфорацией. Этот метод часто применяется при бурении разведочных скважин. В добывающих скважинах его можно использовать, если продуктивный пласт представлен устойчивыми породами. В рыхлых неустойчивых породах прострел отверстий способствует выносу песка и образованию пробок в скважине..

В тех случаях, когда значительно снижается производительность окважины вследствие проникновения цементного раствора в пласт и когда пласт представлен неустойчивыми породами, прибегают к предварительному цементированию обсадной колонны над эксплуатационным горизонтом. Применяется этот способ при эксплуатационном бурении на хорошо изученных месторождениях. Бурение скважины останавливают, когда между её забоем и кровлей продуктивного пласта остаётся 1-3 м. Затем спускают и цементируют обсадную колонну. После этого вскрывают пласт долотом меньшего диаметра. Если пласт представлен плотными породами, ствол скважины можно оставить незакреплённым. Если пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами, на забой скважины спускают специальный фильтр на хвостовике, верх которого входит внутрь обсадной колонны. Пространство между хвостовиком и колонной изолируют, чтобы песок не мог попасть в скважину. Отверстия

- 44-

фильтров имеют различные форму и размеры. Их диаметр и ширину выбирают в зависимости от формы и размеров зерен песка, который может выноситься в скважину в процессе эксплуатации пласта. Иногда используют также и гравийные фильтры.

Дата добавления: 2014-12-27