Билет № 25

Геологический контроль процесса разработки нефтяного месторождения. Фонд скважин (добывающие, нагнетательные, пъезометрические, наблюдательные и т.д.). Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК.

Контроль за дебитами скважин по нефти и жидкости выполняется с помощью их измерений на ГЗУ с помощью установок типа “Спутник”. Здесь же определяется % воды. Также можно проверить обводненность продукции по пробам жидкости из выкидных линий скважины (прибор Дина и Старка, центрифугирование и др.) Объем добытой нефти контролируется количеством нефти, сданной потребителю и использованной на собственные нужды. Всю добытую нефть разбрасывают по всем скважинам пропорционально их дебиту. Добыча воды контролируется по замерам объемов воды после ее подготовки к закачке в пласт.

Объем попутного газа контролируется замерами газа на установках или по среднему пластовому газовому фактору. Измеряется дебит попутного газа на установках «Спутник» турбинными газовыми счетчиками. Пластовый газовый фактор определяется при пластовой температуре, а количество газа на сепарационных установках определяется при температуре на поверхности. Промысловый газовый фактор – отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость нагнетательной скважины измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа на кустовой насосной станции (КНС).

Пластовое давление контролируется путем замеров статического давления по каждой скважине. При контроле используется приведенное пластовое давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость

Контроль за пластовой температурой заключается в измерении температуры в скважинах, а также температуры нагнетаемой в пласт воды.

Контроль за равномерным перемещением ВНК осуществляется через наблюдательные скважины с помощью геофизических исследований (определяется текущая глубина ВНК).

Контроль за равномерным стягиванием контура нефтеносности (внешнего и внутреннего) и контура газоносности.

Контроль за направлением и скоростью движения жидкости в пласте, выявление невыработанных пластов и участков залежи, оттоков нефти за контуры залежи.

Фонд скважин на месторождении подразделяется на группы:

добывающие

нагнетательные

контрольные (пъезометрические и наблюдательные)

поглощающие, водозаборные – вспомогательные скважины

Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежи (для поддержания пластового давления, для вытеснения нефти, для снижения вязкости нефти и т.д.).

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пласте:

пъезометрические служат для наблюдения за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье;

наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пласта – за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности.

Поглощающие скважины используются для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

Карты текущих отборов составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Исходными данными являются следующие данные по скважинам: способ эксплуатации; среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости).

Карту накопленных отборов и закачки по скважинам составляют обычно 1 раз в год. На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает накопленной добыче жидкости. Выделяются секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. Исходной информацией для составления карт отбора является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам).

Карты изобар (карты равных пластовых давлений) – называют нанесенную на план расположения забоев скважин линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Строят по данным замеров динамического пластового давления, при построении карт используют приведенное пластовое давление.Строят для наблюдения за изменением и распределением пластовых давлений в процессе разработки пласта. Данными для построения карт служат замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле).

При построении карт изобар учитывают следующее:

Исходные данные о давлениях как правило не соответствуют дате построения карты, поэтому необходимо в замеренные значения вносить поправку на время. Это приблизительно делается с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар.

Зависимость давлений от глубины залегания пласта и необходимость приведения их к избранной условной плоскости.

Отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и экстраполяции давлений.

С помощью карт выявляют степень связи залежей с законтурной зоной, определяют фильтрационную характеристику пластов.

Для построения карт поверхности текущего ВНК необходимо проводить комплекс исследований:

Промысловые испытания скважин; ВНК должен находиться в интервале между низшим положением интервалов перфорации, из которых получена безводная нефть, и высшим из интервалов, давшим при испытании 100% воды.

Изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение.

Электрический и радиоактивный каротаж.

Для установления ГНК строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого определяют контакт газ-нефть.

При ограниченном числе данных о глубине залегания ВНК по скважинам для построения карты изогипс поверхности ВНК используют метод схождения. Берут структурную карту, построенную по кровле пласта. Между скважинами, у которых определена глубина ВНК, проводят интерполяцию отметок отбивки ВНК с сечением, равным сечению изогипс структурной карты, и строят карту глубин залегания поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение контура нефтеносности.

Положение внутреннего контура нефтеносности определяют с помощью структурной карты подошвы продуктивного пласта.

М.М.Иванова, Л.Ф.Дементьев, И.П.Чоловский. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1992.

М.А.Жданов. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: Недра, 1981.