при различных геолого-экономических условиях могут быть рекомендованы следующие конструкции скважин

1. Продуктивный пласт и породы над ним вскрываются долотом одного диаметра. В скважину до забоя спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Связь скважины с пластом восстанавливается перфорацией (рис. 84 а).

2. Продуктивный пласт и вышележащие породы так же, как и в предыдущем случае, вскрываются одним и тем же долотом. В скважину спускается эксплуатационная колонна с последующей манжетной заливкой цементом. Связь скважины с пластом происходит по заранее перфорированным отверстиям в колонне против нефтяного пласта (рис. 84

3. Скважина бурится до продуктивного пласта. Затем спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Вскрытие продуктивного пласта производится после цементирования колонны долотом меньшего диаметра. Против нефтегазоносного пласта устанавливается перфорированный хвостовик

70) ОСВОЕНИЕ — комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины. Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида.

71) Выделяются 3 вида корреляции разрезов скважин: общая, региональная и детальная. Под общей корреляцией понимается сопоставление или идентификация разрезов скважин одной площади или месторождения по всему разрезу от устья до забоя.

Региональная корреляция – это сопоставление разрезов, вскрытых скважинами на разных площадях.

Детальная корреляция – сопоставление между собой разрезов скважин в пределах их продуктивных интервалов, т.е. корреляция нефтегазонасыщенных толщ. В нефтепромысловой геологии детальная корреляция играет решающую роль, т.к. именно по ее результатам изучается детально как внешнее, так и внутреннее строение залежей, производится подсчет запасов углеводородов, решаются вопросы разработки (места заложения скважин, выбор метода воздействия на пласт и др.).

Основной задачей детальной корреляции является построение модели залежи, адекватной реальному продуктивному горизонту. Задачи детальной корелляции сводятся к следующему:

1. расчленение продуктивного горизонта на отдельные проницаемые и непроницаемые пласты и прослои;

2. прослеживание характера изменчивости каждого отдельного пласта;

3. выяснение характера взаимоотношения проницаемых и непроницаемых пластов (их слияние, расщепление, изменение толщины и т.п.);

4. выявление стратиграфических несогласий и дизъюнктивных нарушений.

5. Основную информацию о продуктивном разрезе

Корреляционная схема является итоговым чертежом, обобщающим результаты корреляции разрезов скважин. Вертикальный масштаб схемы детальной корреляции отложений продуктивной толщи (горизонта) принимается равным 1: 200, общей корреляции — 1: 500 и мельче. Горизонтальный масштаб при построении этих схем не учитывается.

72 ) Типовой геолого-геофизический разрез представляет собой усредненный геолого-геофизический разрез некоторой толщи пород, характеризующий последовательность геологических напластований, их среднюю видимую мощность, литологический состав, нефтегазонасыщенность, возраст и относительные значения геофизических параметров (конфигурацию кривых). В нормальном геолого-геофизическом разрезе в отличие от типового используют не видимые, а истинные мощности пластов. Нормальный разрез можно получить из типового, умножая видимые мощности, указанные в типовом разрезе, на косинус среднего угла падения пластов. Нормальный разрез может быть составлен непосредственно по данным корреляционной схемы, если горизонтальные или слабонаклонные пласты пересекаются вертикальными скважинами. В практической работе чаще составляют типовые разрезы, которые более удобны для непосредственного их сопоставления с каротажными диаграммами. Типовой геолого-геофизический разрез составляют в масштабе глубин, принятом в данном районе при каротаже скважин (обычно 1:500), для детальных типовых разрезов продуктивной толщи используют масштаб глубин 1:200. Составление типового геолого-геофизического разреза заключается в построении типовой усредненной каротажной диаграммы и литологической колонки Типовая каротажная диаграмма (рис. 109) должна отражать все характерные особенности основных кривых ГИС — КС, ПС, кавернограммы, ГК и других, получаемых в скважинах данного района.Для месторождений и разведочных площадей, характеризующихся изменчивостью литологии и мощностей, составляют несколько типовых геолого-геофизических разрезов, которые могут быть представлены в виде единого сводного геолого-геофизического разреза (рис. 110). Исходными данными для построения таких разрезов служат материалы локальных и региональных корреляционных схем. Сводные разрезы в отличие от типовых и нормальных представляются не одной литологической колонкой, а несколькими в зависимости от числа разрезов с характерными изменениями литологии и мощности пластов.Геофизические данные, отражающие литологический состав разрезов скважин, при небольшой изменчивости литологии и мощности пластов сохраняют в основных чертах типовую конфигурацию кривых. Поэтому сводный разрез, представленный несколькими типовыми литологическими колонками с указанием пределов изменения мощности и литологии, характеризуется единым типовым каротажным разрезом. Методика составления сводных геолого-геофизических разрезов такая же, как и в случае составления типового геолого-геофизического разреза. Основным критерием для обобщения геолого-геофизических разрезов различных площадей в единый сводный разрез является общность геолого-геофизических разрезов исследуемого комплекса отложений (однотипность разреза).

73) Геологический профиль представляет собой графическое изо-бражение в вертикальной плоскости строения недр и содержа-щихся в них залежей. Выбор направления и числа геологических профилей зависит от формы, размеров и сложности строения залежи или месторождения.Если месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке, то профили располагают вдоль и вкрест простирания. При наличии дизъюнктивного нарушения линию профиля выбирают перпендикулярно к нему. В случае литологически экранированной залежи на профиле должна быть изображена картина литолого-фациального перехода. Профиль строят с юга на север или с запада на восток по линии, соединяющей скважины через купол структуры.

74) С помощью структурных карт выявляют изменение рельефа поверхности слоев и пластов. При общих геологических построениях структурная карта составляется по кровле стратиграфического комплекса или опорного репера. Детальное изучение строения продуктивных пластов предусматривает несколько вариантов выбора поверхностей для построения структурных карт. Если пласт монолитный, то карты составляются по кровле и подошве его коллекторов. Если пласт представлен несколькими проницаемыми прослоями, то структурные карты такого пласта составляются по кровле самого верхнего и подошве самого нижнего из проницаемых прослоев. В обоих случаях составляемые карты будут картами поверхностей кровли и подошвы коллекторов продуктивного пласта.

75) Классификация запасов нефти и горючего газа устанавливает единые принципы подсчета и учета запасов этих полезных ископаемых в недрах исходя из степени изученности месторождений (залежей) и подготовленности их для промышленного освоения.При определении запасов нефти и газа подлежат обязательному подсчету и учету запасы всех сопутствующих им компонентов (конденсата, гелия, серы и др.). Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов производится отдельно по каждой залежи и по месторождению в целом.Запасы нефти и конденсата подсчитываются и учитываются в тысячах тонн, запасы газа — в миллионах кубических метров,, запасы гелия — в тысячах кубических метров при стандартных условиях (при давлении 0,1 МПа и температуре 293 К). Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов по народ-нохозяйственному значению разделяются на две группы, подле-жащие отдельному подсчету и учету: балансовые, разработка которых в настоящее время рентабельна, и забалансовые, разработка которых нерентабельна в настоящее время, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.В составе балансовых запасов нефти, газа и конденсата вы-деляются извлекаемые запасы, которые можно извлечь из недр при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии.По геологическому строению залежи нефти и газа подразде-ляются на две группы. К I группе относят залежи простого геоло-гического строения с выдержанными мощностью и коллектор-скими свойствами. Залежи, в которых. Объемный методОбъемный метод основан на определении объема порового пространства пор од-кол лекторов, насыщенного нефтью. Подсчет запасов нефти производится по каждому подсчетному объекту отдельно. В качестве последнего принимается продуктивный пласт, имеющий непроницаемые кровлю и подошву и содержащийодну залежь с единым ВНК (ГВК). Если в процессе разработки в первоначальном объекте подсчета будет выделено несколько объектов разработки, то им должны соответствовать при пересчете запасов новые подсчетные объекты. Когда в пределах под-счетного объекта выделяется несколько категорий запасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в отдельности. Запасы подсчетного объекта в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

76) Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил, которые являются основными носителями пластовой энергии. Пластовая энергия аккумулируется в формирующейся залежи под воздействием водонапорной системы продуктивного горизонта. Под влиянием энергии этой же системы в период формирования залежи происходит образование и накопление других источников пластовой энергии: упругих сил нефти, воды и породы; газа, сжатого в газовых шапках; газа, растворенного в нефти. Кроме того, в пластах действует сила тяжести нефти. Проявление этих сил обусловливается характером подземного резервуара, типом и формой залежи, коллекторскими свойствами и неоднородностью пласта внутри залежи и вне ее, составом и соотношением флюидов и залежи, удаленностью ее от области питания пластовых вод и условиями разработки.Для обеспечения притока нефти в скважину пластовое давление, создаваемое этими источниками энергии, должно быть достаточным для преодоления сил, противодействующих движению нефти в залежи и удерживающих ее в пласте. К этим силам относ ят: сопротивление трения; сопротивление деформации пузырьков газа при прохождении их через извилистые капилляры переменного сечения (эффект Жамэна); силы прилипания; капиллярные силы. Гравитационный режим обычно проявляется на последней стадии разработки нефтяной залежи, когда действие других источников пластовой энергии иссякает. При гравитационном режиме нефть под действием силы тяжести передвигается к забоям скважин.Различают два вида гравитационного режима: напорно-гра-витационный и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти.Напорно-гравитационный режим проявляется в залежах нефти, приуроченных к хорошо проницаемым пластам с наклонным и крутым падением. Отбор нефти при этом режиме зависит от разности отметок забоя скважины и верхнего уровня нефти. Чем ниже забой скважины, тем выше ее дебит. Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти наблюдается в пологих пластах с плохими коллекторскими свойствами и сильной фациальной изменчивостью. При этом режиме уровни нефти в добывающих скважинах находятся также ниже кровли пласта. Нефть под действием собственной силы тяжести поступает в скважины только с окружающих их участков. Поэтому уровень нефти около каждой скважины приобретает форму воронки.Нефтеотдача при гравитационных режимах обычно колеблется в пределах 0,1—0,2.

77) Водонапорный режим Основным источником пластовой энергии при водонапорном режиме газовой залежи является напор краевых (подошвенных) вод. Условия проявления водонапорного режима в газовых залежах аналогичны условиям проявления того же режима в нефтяных залежах. Эти условия способствуют сильному напору краевых вод, которые при образовании перепада давлений вскоре после начала отбора газа внедряются в залежь и занимают высвободившийся объем. При равенстве объемов извлеченного газа и поступившей в пласт воды пластовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождается постепенным подъемом газоводяного контакта. Упруго-газоводонапорный режим Основными источниками пластовой энергии при упруго-га-зоводонапорном режиме являются слабый напор краевых вод, упругие силы воды и породы, а также расширяющегося газа. Действие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысокая, пласт имеет неоднородное строение, а область питания расположена на значительном удалении от залежи. Упруго-газоводонапорный режим часто встречается в газовых залежах.

78) Режим растворенного газа Упругость расширяющихся пузырьков растворенного газа представляет собой основную форму пластовой энергии в залежах нефти, не имеющих никакой или почти никакой гидродинамической связи с краевыми водами. В залежах с этим режимом начальное пластовое давление примерно равно давлению насыщения. В связи с этим уже после первых отборов нефти пластовое давление оказывается ниже давления насыщения (рис. 103). В результате начинается высвобождение энергии растворенного газа путем образования и расширения пузырьков. В этот момент они придают образующейся газонефтяной смеси высокую степень упругости, способствуют уменьшению вязкости нефти и облегчают движение смеси к забоям добывающих скважин. Рассматриваемый период разработки залежи характеризуется постоянным снижением пла-стового давления, относительным постоянством газового фактора и ростом текущих отборов до максимума. Газонапорный режим создается в нефтяной залежи за счет энергии газа, первоначально сжатого в газовой шапке и расши-ряющегося при снижении пластового давления вследствие отборов нефти в добывающих скважинах. Создаваемый расширяющимся газом напор вытесняет нефть в направлении забоев скважин, способствуя опусканию газонефтяного контакта.

79) Рациональные системы разработки Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуатации залежи и управлять им — определять расположение, число, порядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходимость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания (А. П. Крылов и др., 1962 г.).Системы разработки должны быть рациональными, т. е. должны отвечать следующим основным требованиям: достижению максимально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточно высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторождений. К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся следующие (М. М. Иванова, 1976 г.): размеры и форма залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекторов, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление и разница между этим давлением и давлением насыщения.

80) Система разработки месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п.Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки.Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин.Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи.

81) В настоящее время в СССР большинство залежей со значительными запасами нефти разрабатываются с заводнением, обеспечивающим поддержание пластового давления. Система разработки с законтурным за-воднением. Основным условием успешного применения систем разработки с законтурным заводнением является наличие хорошей гидродинамической связи между нефтеносной и водоносной частями пласта на контуре залежи. Обычно разработка с законтурным заводнением применяется для залежей нефти с естественным упруго-водонапорным режимом. Система разработки с внутриконтурным заводнением. К внутриконтурному заводнению относятся: закачка воды в разрезающие залежь ряды нагнетательных скважин, приконтурное, площадное, очаговое заводнение.Закачка воды в нагнетательные скважины, разрезающие залежь рядами, применяется при разработке крупных залежей нефти (рис. 105, а, б). При этом нагнетательные скважины разделяют крупные нефтяные залежи на эксплуатационные поля. Для каждого такого поля составляется свой проект разработки, определяющий систему расположения добывающих и нагнетательных скважин и уровень добычи нефти.

82) повышения коэффициента извлечения нефти Методы повышения коэффициента извлечения нефти применяются на залежах с высоковязкой нефтью. К их числу относятся термохимические методы (создание очага горения в пласте, за-качка горячей воды или пара), закачка углекислоты и поверхно-стно-активных веществ, закачка водогазовой смеси, пен, воды повышенной вязкости и др. Подавляющее большинство этих методов направлено на снижение соотношения между вязкостью высоковязкой нефти и вязкостью пластовой воды.Термохимические методы применяются, для залежей с вязкой нефтью, залегающих на сравнительно небольшой глубине — до 1000—1500 м. Обычно их используют для пластов, уже находившихся в разработке под влиянием естественного малоактивного режима, обеспечивающего низкий коэффициент извлечения нефти. Термохимические методы дают возможность повысить его с 0,1—0,15 Закачка углекислот ы — как показали результаты.лабораторных исследований, вязкость нефти при закачке угле-кислоты может снизиться в 10 раз. Добавка углекислоты в нагне-тательную скважину на небольшом месторождении Вашингтон (США, штат Оклахома) увеличила ее приемистость в 8 раз, а текущую нефтеотдачу — на 30 % по сравнению с этими показателями при применении методов обычного заводнения. Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости направлена на снижение фазовой проницаемости для воды в высокообводненных зонах и про-пластках, в которых произошел прорыв нагнетаемой воды. Темсамым повышается коэффициент вытеснения. Последний может быть повышен,.если увеличить вязкость нагнетаемой воды путем добавления в нее гелей, действующих как загустители.

83) Солянокислотная обработка применяется для продуктивных пластов, сложенных карбонатными породами, с целью повышения их проницаемости. В результате солянокис-лотной обработки дебиты нефтяных и газовых скважин значительно увеличиваются. Наиболее эффективна солянокислотная обработка в начальный период работы скважин. При этом скважины переходят на фонтанирование и дебиты увеличиваются в несколько раз. Термокислотная обработка обеспечивает повышение температуры на забое скважины в результате реакции части соляной кислоты с едким натром или металлическим магнием (алюминием), спущенным на забой скважины перед закачкой кислоты. Другая часть соляной кислоты реагирует с породой уже в условиях повышенной температуры. Термокислотную обработку рекомендуется применять для истощенных пластов, подвергавшихся многократной кислотной обработке, для повышения интенсивности реакции, а также для подогрева призабойной зоны и удаления из нее парафина, смол и т. п. Пескоструйная перфорация применяется для повышения дебита добывающих скважин и для увеличения приемистости нагнетательных скважин. В необходимых случаях пескоструйную перфорацию следует применять при освоении разведочных скважин для пластов с плохими коллекторскими свойствами. При пескоструйной перфорации разрушение стенок колонны, цементного кольца и породы пласта производится струей воды с песком через отверстия малого диаметра под высоким давлением. Закачка песка с водой под большим давлением осуществляется цементировочными агрегатами. Гидроразрыв пласта осуществляется при низких и средних коллекторских свойствах продуктивных пластов какв добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Гидроразрыв пласта основан на создании трещин в пласте давлением, превышающим горное. Такое высокое давление достигается цементировочными агрегатами путем подачи в скважину воды или промывочной жидкости и временным уменьшением приемистости скважины.

84) Геологические особенности разработки газовых месторожденийГаз отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.При размещении скважин необходимо учитывать режим за-лежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендуется закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пластах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.. Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие угле-водороды, называются газоконденсатными.Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке газоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкаяфаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержанием давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давлении и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20 % превышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением через нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90 % конденсата.

85) I стадия — освоение эксплуатационного объекта — характеризуется ростом добычи нефти при небольшой ее обводненности. На первой стадии разбуривается весь основной фонд скважин.II стадия — поддержание достигнутого наибольшего уровня добычи нефти — отличается относительно стабильным высоким уровнем добычи при фонтанном способе, ростом обводненности к концу периода и переходом на механизированный способ эксплуатации скважин.В III стадию — значительного снижения добычи нефти — резко возрастает обводненность продукции, снижается годовая добыча, значительная часть скважин выбывает из действующего фонда, почти весь фонд скважин эксплуатируется механизирован-ным способом. II и III стадии выделяются по 90 %-ному уровню темпа отбора нефти.IV стадия — завершающая стадия разработки — характери-зуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи, высокой обводненностью продукции и действующих скважин.

86) Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспе-чены только при систематическом геолого-промысловом контроле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляется путем исследования добывающих, нагнетательных и других сква-жин, наблюдений за перемещением ВНК, за обводненностью скважин и т. п. Полученные данные периодически подвергаютсякомплексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контролировать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекта.Задача промысловых исследований в нефтяных скважинах состоит в определении основных параметров их работы. При этом на каждом режиме замеряют дебиты, пластовые и забойные давления, газовые факторы, содержание воды в продукции. В начальный период разработки залежи скважины исследуют на различных режимах, чтобы полнее выяснить характер их работы, определить уравнение притока и установить наиболее оптимальный режим эксплуатации. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режиме, на каком они эксплуатируются, и по данным исследования с учетом состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации.Промысловые исследования в скважинах являются тем мини-мумом необходимых работ, которые надо проводить в добывающих или нагнетательных скважинах. Однако их недостаточно для обеспечения полноценного геолого-промыслового контроля за разработкой объектов и залежей.

87) сложных процессов, протекающих в пластах при разработке нефтяных или газовых месторождений. Для геологопромыслового контроля за разработкой месторождений сложного строения в последнее время разработаны новые методы и созданы более совершенные приборы. К числу новых методов контроля за разработкой отдельных пластов эксплуатационных объектов и залежей со сложным гео-логическим строением относятся исследования радиоактивными изотопами, замеры дебитов и приемистости скважин дистанционными глубинными дебитомерами и расходомерами, отдельные виды промыслово-геофизических исследований, фотоколориметрия нефти, гидропрослушивание пластов и т. п.

88) Анализ состояния разработки залежей нефти и газ аОбобщение и анализ результатов исследования добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных скважин дают возможность произвести анализ состояния разработки залежинефти или газа и принять меры по обеспечению более эффективной их эксплуатации. Эту работу следует осуществлять периодически на основе систематических исследований в скважинах и учета добычи нефти, газа и воды.

Для систематизации и анализа всего фактического материала, полученного в результате исследований, и более глубокого пони-мания процессов, протекающих в пласте, рекомендуется составлять следующие карты и графики: карту разработки пласта, карту текущей эксплуатации пласта, карту изобар, карту газового фактора, карту обводненности, график эксплуатации по отдельным скважинам, график разработки залежи.

89) Задача охраны недр при разведке и разработке нефтяных месторождений заключается в сохранении залежей нефти и газа и наиболее полном их использовании, а также в сохранении место-рождений других полезных ископаемых. При разработке месторождений должно быть обеспечено макси-мальное извлечение нефти и газа из недр. Нельзя допускать нарушения технологии разработки месторождения или режима работы скважин, так как несоблюдение принципов рациональной разработки приведет к потерям нефти и газа в пласте. Ш За охраной недр следят геологическая служба нефтегазо-промысловых предприятий и разведочных организаций, а также органы Госгортехнадзора СССР.