Скважин

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ НАБЛЮДЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ

При разбуривании разведочных площадей гидрогеологические наблюдения производят с целью уточнения условий проводки скважин и вскрытия пласта, определения местоположения различных жидкостей, газов и их контактов, установления возможных гидравлических межпластовых связей, прогнозирования режимов нефтегазоносных пластов. Комплекс гидрогеологических исследований заключается в определении статических уровней и пластового давления, дебитов, температуры в пластах, гидродинамических параметров водоносных пластов и взятии проб для определения химического и газового состава вод.

Для определения положения уровня используют электроуровнемеры. Для постоянной записи колебаний уровня воды в скважинах применяют пьезографы, которые автоматически записывают колебания уровня с большой точностью. В нефтяной гидрогеологии используют также погружные пьезографы. В переливающих скважинах манометрами замеряют избыточное устьевое давление.

Пробы воды из переливающих скважин отбирают с устья. В скважинах с установившимся уровнем пробы воды отбирают желонками или глубинными пробоотборниками.

Пластовое давление в водяных скважинах определяют расчетным путем по положению статического уровня и плотности воды. Прямое определение пластового давления производят глубинными манометрами.

Для замера пластовой температуры используют ртутные, манометрические, электрические и контактные термометры. Хорошие результаты получают на максимальных термометрах. В настоящее время используют и различные термографы с автоматизированной записью.

Пласты, вскрытые при бурении, опробуют в необсаженных и обсаженных скважинах. В необсаженных скважинах опробование производят с помощью испытателей пластов. Они позволяют получить в основном качественную характеристику пласта, выяснить, насыщен ли пласт газом, водой. Наиболее полные сведения получают в результате

Производительность водоносного пласта ориентировочно определяют в период возбуждения пласта по темпу понижения уровня в процессе откачки или по скорости восстановления уровня во время остановки скважины. Пласт считают неводоносным, если приток из него не превышает 3 м³/сут.

Для определения установившегося притока производят откачку воды при постоянном динамическом уровне в течение нескольких суток. Объем мерной емкости и время ее заполнения, определяют дебит. Переливающие скважины обычно исследуют методом установившихся отборов на нескольких режимах. Режим истечения регулируют с помощью шайб или задвижкой на устье скважины. На каждом режиме скважина работает не менее 2 сут. Устьевое избыточное давление замеряют образцовым манометром. Если температура выходящей воды более 30-35⁰ С, то применение метода установившихся отборов требует замеров давления на забое скважины в процессе работы на каждом режиме.

После замера установившегося притока скважину останавливают для определения статического уровня и пластового давления воды. На основании полученных замеров восстановления уровня во времени строят кривую восстановления уровня (см. рис. 11). По этой кривой определяют статическое положение уровня и оценивают коэффициент продуктивности. В переливающих скважинах измеряют восстановление устьевого избыточного давления или замеряют восстановление уровня, навинчивая трубы над устьем скважины; исследованиями методом восстановления забойного давления определяют такие параметры, как гидропроводность и пьезопроводность.

Гидрогеологические данные по месторождению изображают на типовых гидрогеологических разрезах, различных гидрогеологических картах по отдельным пластам или горизонтам (гидропьез, минерализации, газового состава, температуры и т.д.).

В процессе разведки месторождений нефти и газа данные по исследованию скважин позволяют с высокой степенью точности определить начальное пластовое давление, уточнить положение контактов газ-вода и нефть-вода, установить степень смещения залежи.

Пластовое давление в какой-либо точке кровли водоносного пласта p_пл, вскрытого скважиной, определяют по формуле p_пл=0,1gH, где Н - высота столба, м; g - средняя по стволу скважины плотность воды при 20⁰ С, г/см³.

Эта формула справедлива в случае, когда плотность воды мало изменяется. Однако плотность воды зависит от таких параметров как давление и температура. Для учета этих факторов при расчете средней плотности воды по стволу скважины Ю.П.Гаттенбергом (1979 г.) были предложены расчеты, по которым можно найти среднеарифметическую плотность воды в стволе скважины.

Перечисленные методы при определении пластового давления дают приближенные результаты. В.С.Федорцовым и В.П.Дьяконовым была предложена следующая формула, уточняющая расчет пластового давления:

p_пл=0,1Нg_о + 0,1 gdH, где g_о - плотность воды, равная 1 г/см³; 0,1 gdH - приращение давления при изменении плотности воды по стволу скважины вследствие изменения температуры и давления. Формулой можно воспользоваться, имея замеры температуры, минерализации и газонасыщенности вод по стволу скважины.

Для определения положения ГВК и ВНК и смещения залежей нефти и газа используют уравнение В.П.Савченко:

Dh=10 (p₁ - p₂) / (g_в - g_н), где Dh - разность отметок ВНК (вертикальное смещение) по краям залежи, м; p₁ и p₂ - приведенное давление воды по краям залежи, МПа; g_в, g_н - плотность воды, нефти (газа) в пластовых условиях, г/см³. Смещение залежи происходит в сторону уменьшения приведенного давления воды.

Для определения положения нефтяной оторочки газовой залежи, по В.П.Савченко, необходимо иметь замеры статического уровня воды по двум скважинам. Если имеется перепад давления, нефтяную оторочку следует ожидать с той стороны газовой залежи, где статические уровни меньше. В случае отсутствия здесь оторочки ее не будет и на других участках структуры.

Статические уровни, химический состав пластовых вод с успехом используют при сопоставлении пластов какого-либо месторождения, и в частности при сопоставлении линзовидных коллекторских толщ. Гидрогеологические данные иногда позволяют выявить разрывные нарушения по резкому изменению химического состава вод в зонах тектонической нарушенности.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ НАБЛЮДЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В процессе разработки путем исследования наблюдательных скважин уточняют геологическое строение залежей, оценивают сообщаемость залежи с законтурной водоносной зоной, выявляют гидродинамическую связь пластов в многопластовых месторождениях, уточняют упругий запас жидкости и режим разработки. особые разделы промысловой гидрогеохимии - изучение изменения химического состава вод в процессе разработки, изучение их коррозионных свойств, изучение и предотвращение выпадения осадков, контроль за закачкой воды в пласты и оценка обводненности эксплуатационных скважин.

По наблюдательным и эксплуатационным скважинам осуществляют контроль за изменением пластового давления. По полученным данным строят карты изобар, позволяющие следить за разработкой залежи. Данные, полученные по этим скважинам, используют для уточнения границ литологически неоднородных пластов, определения гидродинамической сообщаемости залежей с законтурными частями, оценки упругого запаса водонапорных систем и режимов залежей.

Для контроля за разработкой залежей используют графики изменения уровней в наблюдательных скважинах, на которых показывают изменение уровня относительно его первоначального положения. Совместно с кривой отбора жидкости эти графики позволяют представить изменения, происходящие в пласте. Продвижение подземных вод в зависимости от длительности эксплуатации изображается на специальных картах. Сравнение карт, составленных на различные даты, с картой первоначального состояния ВНК показывает фронт продвижения воды.

Для установления режима разработки залежи необходимо определить упругий запас жидкости в пласте. По В.Н.Щелкачеву, под упругим запасом жидкости понимается количество жидкости, которое извлекается из пласта при снижении в нем давления за счет упругости пласта и находящейся в нем жидкости и определяется по формуле: DV_з= (mb_ж - b_с)V_оDp_о, где DV_з - упругий запас жидкости внутри объема пласта V при изменении давления на величину Dp_о; V_о - объем пласта, в котором произошло падение давления Dp_о; m - пористость пласта;
b_ж, b_с - коэффициенты сжимаемости соответственно жидкости и скелета породы.

Объем пласта V_о эквивалентен той его части, которая вошла в зону воронки депрессии и среднее снижение давления Dp_о оценивают по изменению уровней в наблюдательных законтурных скважинах. Вышеприведенная формула справедлива для случая, когда весь газ растворен в нефти.

Упругий запас жидкости зависит от коэффициента сжимаемости жидкости, насыщающей пласт. Коэффициент сжимаемости пластовой воды изменяется очень мало, но при выделении из воды растворенного газа в свободную фазу резко увеличивается величина коэффициента сжимаемости двухфазовой смеси вода-газ. Упругий запас жидкости может увеличиваться в несколько раз.

Воронка депрессии от разрабатываемой залежи, распространяясь по водоносной части нефтегазоносного пласта, вовлекает в зону действия и другие залежи, вызывая в них изменение пластового давления, наклон контакта и перетоки УВ из одних залежей в другие. Поэтому, приступая к разведке или разработке новых залежей, необходимо учитывать возможность их взаимосвязи с уже разрабатываемыми залежами.

Гидрогеологические исследования помогают определить наличие или отсутствие гидравлической сообщаемости между пластами в одном месторождении. При разработке многопластовых месторождений этот вопрос имеет принципиальное значение. О сообщаемости пластов судят по равенству начальных приведенных напоров, сходству ионно-солевого и газового состава вод и состава нефтей и газов. используют и данные о равенстве отметок ВНК и ГВК.

В процессе эксплуатации залежей гидрохимические показатели меняются во времени. При отборе жидкости из какой-либо скважины минерализация воды может увеличиваться или уменьшаться, меняется ионно-солевой и газовый состав, положение уровней. Эти изменения обусловлены как продвижением к забою скважины новых количеств воды, которая ранее находилась в удаленных участках пласта и имела несколько иной химический состав, так и закачкой речной или морской воды.

Дата добавления: 2014-01-07