Разработка нефтяной залежи

Геохимические методы исследования включают в себя газовый каротаж, гидрохимические исследования, исследование шлама и образцов. Проектом предусмотрено в процессе проведения газового каротажа провести и механический каротаж, определяющий продолжительность и скорость бурения скважин. Для уточнения характера пластового флюида следует выполнить люминесцентно - битуминологический анализ шлама, основанный на способности нефтей и битумов люминесцировать под действием ультрафиолетового свечения. Анализ следует провести с помощью люминоскопа.

 

4.4.3 Опробование и испытание перспективных горизонтов.

       Для предварительной оценки нефтеносности перспективных объектов, а также выявления пластов - коллекторов и их параметров, проектируется испытание предполагаемых перспективных горизонтов сверху вниз в открытом стволе, в процессе бурения скважин, испытателями пластов.

Ориентировочные интервалы испытания пластов в процессе бурения по проектной поисковой скважине указываются в таблице №4.4.3.1.

                                          

 

 

 

                                                                                         Таблица № 4.4.3.1

Номер объекта	Интервалы опробования, м	Возраст отложений	Тип испытателя
1	1665-1680	С1tl	Миг-146 или КИИ-2М- 146
2	1725-1740	C1rd	Миг-146 или КИИ-2М- 146
3	1785-1800	C1up+ml	Миг-146 или КИИ-2И- 146
4	1920-1935	D3fm2	Миг-146 или КИИ-2М- 146
5	1965-1980	D3fm3	Миг-146у или КИИ-2М- 146
6	2010-2025	D3fm3	Миг-146 или КИИ-2М- 146
7	2055-2070	D3fm3	Миг-146 или КИИ-2И- 146
8	2085-2100	D3fm3	Миг-146 или КИИ-2М- 146

 

    Интервалы испытания должны оперативно корректироваться геологической службой в зависимости от фактической глубины залегания горизонтов, намеченных к испытанию и текущих результатов изучения нефтеносности вскрываемого разреза. При обнаружении нефтепроявлений в непредусмотренных проектом горизонтах, а также при вскрытии зоны ухода промывочной жидкости следует провести испытание их пластоиспытателем. Перед испытанием объектов в процессе бурения должны быть проведены геолого-геофизические исследования (МБК, БК, ДС, РК), которые решают следующие задачи:

1. выявление возможно нефтеносных пластов;
2. установление глубины их залегания;
3. выделение эффективных толщин пластов;
4. оценка их коллекторских свойств;
5. установление состояния ствола скважины в зоне намеченного испытания с целью выбора места установки пакера.

В процессе испытания пластов необходимо производить гидродинамические исследования, позволяющие определить характер насыщения пласта и его геолого-геофизические параметры (проницаемость, величину пластового давления, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание должно производиться не позднее 5 суток после вскрытия пласта и удаленности забоя от него не более чем на 25-30 метров.

С целью установления промышленной нефтеносности пластов, оценки их продуктивной характеристики и получения других необходимых данных для подсчета запасов нефти по промышленным категориям и составление проекта разработки залежи в скважине предусматривается спуск эксплуатационной колонны. Перед началом испытания производится проверка колонны на герметичность методом опрессовки или снижения уровня. Испытание в ней продуктивных горизонтов следует производить снизу вверх. Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежи на данном этапе работ, их сравнительной оценки. В связи с этим объекты испытания намечены предварительно, и окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследования в скважине.

Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежи на данном этапе работ, их сравнительной оценки. В связи с этим объекты испытания намечены предварительно, и окончательный выбор интервалов испытания будет сделан на основании всего комплекса исследования в скважине.

Все объекты, подлежащие испытанию, должны быть опробованы раздельно на приток пластовой жидкости, с целью определения дебитов на различных режимах работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам фактической непрерывной суточной добычи, коэффициентов продуктивности, статических уровней пластов и забойных давлений, пластовых температур.

При получении фонтанного притока нефти, дебиты замеряют на трех штуцерах, в не фонтанирующей скважине определение дебита производится путем снятия индикаторной кривой, помимо замеров дебита должен быть произведен отбор глубинных и приповерхностных проб нефти, замеры пластового, устьевого и забойного давлений.

По каждой из залежи, имеющей промышленное значение, должны быть проведены гидродинамические и потокометрические (дебитометрия при наличии двух или более проницаемых пластов), с целью получения эксплуатационной характеристики пласта.

При низкой производительности скважин должны быть проведены работы по интенсификации притоков нефти (в карбонатных отложениях соляно-кислотная обработка с пакером, в терригенных отложениях кислотная обработка смешанного состава с пакером и др.).

Для оценки степени закрытости разреза и перспектив его нефтегазонакопления, для определения коллекторских и фильтрационных свойств, водоносных горных пород, условий поддержания пластового давления при разработке залежи нефти и должен быть предусмотрен необходимый комплекс гидрогеологических исследований:

1. Замеры начального пластового давления;
2. Регистрация глубины залегания статического уровня;
3. Измерение пластовой температуры;
4. Определение газового фактора по столбу жидкости в скважине;
5. Регистрация динамического уровня при откачке;
6. Определение дебита;
7. Определение фильтрационных свойств пласта по кривой восстановления давления (уровня);
8. Отбор проб пластовой воды;

Ориентировочные интервалы испытания предполагаемого продуктивного горизонта через колонну типовой скважины приведены в таблице №4.4.3.2.

                                                                                              Таблица 4.4.3.2 

№ объекта	Интервалы испытания, м	Возраст отложений	Способы вскрытия. Количество отверстий на 1 погонный метр	Способ вызова притока	Метод интенсификации притока	Интервалы установки цементного моста, м
1	1675-1756	С1v3 tl+ v2bb+ v1rd+ ks.	Кумулятивная перфорация, 8 отверстий	Свабиров- ание	ГКО
2	1764-1809	С1t2cp+ t1 ml+up	Кумулятивная перфорация, 8 отверстий	Свабиров- ание	ГКО
3	1920-2100	D3fm2+ fm1	Кумулятивная перфорация, 8 отверстий	Свабиров- ание	ГКО

 

 

 

4.4.4. Лабораторные исследования.

Лабораторные исследования направлены на изучение литологии, коллекторских свойств и нефтеносности вскрываемого разреза, определение возраста пород, химического состава и физических свойств нефти и пластовой воды. Виды исследования и количество образцов из расчета на одну скважину приведенных в таблице 4.4.4.1

Таблица 4.4.4.1

Виды исследования	Назначение исследования	Количество образцов
1.Петрофизические исследования	Изучение и описание шлифов. Из однородных слоев мощностью 5 м-3 образца из кровли; подошвы; из средней части слоя. 1 образец на 1-1,5м из каждого литологического типа пород.	30
2.Минералогический анализ (гранулометрический)	Изучение минерального состава пород. Для обломочных пород: песчаников, алевролитов- в тех же интервалах и количестве, что и для петрофизических исследований.	30
3.Палеонтологические исследования.	микрофаунистическое изучение шлифов для определения возраста пород.В плотных карбонатных породах – 1 образец на 1 погонный метр керна. На уровне стратиграфической границы, на протяжении двух метров, через 0,5м ниже и выше границ.	290
4.Споро-пыльцевой анализ	В терригенных породах на уровне стратиграфической границы-через 0,5 м ниже и выше границы на протяжении 2м.	12
5.Изучение физических свойств пластов коллекторов.	Определение пористости, проницаемости. В терригенных породах 2 образца, в карбонатных-3 образца на каждый метр поднятого керна, при небольшом выносе керна не менее 3 образцов.	28
6.Люминисцентно-битуминологический анализ	При однородном разрезе 1 образец через 5м. При частом переслаивании терригенных пород-1 образец через1м.	58
7.Изучение глинистости пород-коллекторов.	Используются образцы отобранные для изучения проницаемости и пористости пород-коллекторов.
8.Акустические измерения	Используются образцы отобранные для изучения пористости.	150
9.Определение нефтеносности пород-коллекторов.	Из продуктивных нефтеносных горизонтов 3 образца на 1 погонный метр керна; 5 образцов в неоднородных.	400
10.Изучение радиоактивности пород	Отбирается 1 образец на 1 м керна в терригенных породах.	3
11.Химический анализ нефти	Отбирается 1 проба в объеме 2,5 л из нефтяного пласта.	10
12.Химический анализ воды	Отбирается одна проба в объеме 6 литров (из пластов при испытании  пластовой воды).	По количеству пластов, давших воду
13.Определение удельного электрического сопротивления	В объеме 50% от числа образцов, отбираемых для изучения проницаемости.	150

 

ГЛАВА 5

Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа.

Балансовые запасы нефти и газа считаются объемным методом по следующей формуле: 

, где

 

  F – площадь залежи (тыс. м2);

h – средняя эффективная нефтенасыщенная мощность (м);

m – средний коэффициент открытой пористости (доли/ед);

Kн – средний коэффициент нефтенасыщенности (доли/ед);

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях (г/см3);

θ – пересчетный коэффициент для перевода нефти из пластовых условий в поверхностные (доли/ед);

Qб – балансовые запасы (тыс.т.);

,где

η – коэффициент нефтеотдачи (доли/ед);

Qизвл – извлеченные запасы (тыс.т.);

                                                                                           Таблица № 7.1.1

Подсчетный объект	F (тыс. м2)	h (м);	m (доли ед.)	Кн (доли ед.);	q	rн (т/м3)	hн	Qизвл (тыс. тонн)	Qбал   (тыс. тонн)
С1V3tl 2-б	3280	1.9	0.14	0.85	0.8	0.866	0.4	205.51	513.78
С1V2bb	3280	2.1	0.15	0.83	0.8	0.912	0.5	312,83	625.67
С1V1rd	3280	3.5	0.16	0.86	0.8	0.884	0.4	468.05	1170.12
C1T1	3280	4.3	0.14	0.89	0.8	0.878	0.6	741.04	1235.07
С1T3	3280	1.5	0.13	0.83	0.8	0.905	0.8	307.48	384.35
D3fm1	3280	3.2	0.14	0.82	0.8	0.897	0.8	691.73	864.66
D3fm2	3280	7.2	0.15	0.84	0.8	0.873	0.8	1662.54	2078.17
Итого:								4389.18	6871.82