Міністерство освіти і науки України івано-франківський національний технічний університет 4 страница

Протягом другої стадії кількість свердловин зростає, як правило, до максимуму за рахунок резервного фонду, при цьому більшість свердловин переводять на механізоване видобування, а невелику частину свердловин відключають внаслідок повного обводнення. Головна технологічна задача - підтримати високий рівень видобутку нафти протягом тривалішого періоду. Високий рівень видобутку нафти забезпечується широким застосуванням методів інтенсифікації припливу нафти до свердловин І приймальносгі нагнітальних свердловин, бурінням і освоєнням резервних свердловин, оптимізацісю роботи видобувних і нагнітальних свердловин. Границі між першою і третьою стадіями визначають за точками перегину кривої темпу видобування нафги. Темп видобування нафти Т_т і рідини Тщ! — ЦЄ відношення відповідно середньорічного видобутку нафги і рідини до балансових запасів нафти. Тривалість стадії може бути дуже короткою (“піка” видобутку нафти) і сягати 5...7 років, при цьому чим більша в’язкість нафти, тим менша тривалість другої стадії.

У період третьої стадії прогресує обводненість продукції до 80..85%. Внаслідок обводнення через відключення свердловин змен­шується їх фонд, практично увесь фонд переводять на механізований спосіб експлуатації. Головна технологічна задача на цій стадії - спо­вільнити темп падіння видобутку нафти. Основними технологічними задачами є зменшення видобутку пластової води проведенням водо- ізоляційних робіт у видобувних свердловинах і вирівнювання профілів

припливу та нагнітання води по товщині продуктивного пласта.

Ця сталі я є найважчою і складною для всього процесу видобування. Трннапсм, стадії залежить від тривалостей попередніх стадій і стано­вить 5... 10 років і більше. Межу між третьою і четвертою стадіями ви зі гачаю і ь іа ючкою перегину кривої обводненості продукції.

Сумісно першу, другу і третю стадії називають основним періодом розробки покладу. За основний період відбирають із покладу 80...90% видобувних чашсш нафги.

Протягом чеївертої стадії обводненість продукції висока і повільно зростає; різкіше, ніж на третій стадії, зменшується діючий фонд сверд­ловин через обводнення. Фонд свердловин становить приблизно 40.-70% максимального, іноді знижується до 10%. На четвертій стадії доводиться вирішувати дещо суперечливі задачі: збільшення темпів видобування рідини і зменшення відбирання пластової води. На цій стадії широко застосовують методи регулювання розробки родовища, форсованого відбирання рідини із свердловин, ізоляції припливу води, вирівнювання профілів припливу нафта і запомповування води по товщині пласта, організовують площове заводнення. Внаслідок “ста­ріння” фонду свердловин доводиться виконувати великі обсяги ре­монтних робіт. Тривалість четвертої стадії порівнянна з тривалістю основного періоду розробки покладу, становить 15...20 років і більше, і визначається межею економічної рентабельності, тобто тим мінімаль­ним дебітом по нафті, за якого ще рентабельна експлуатація свердло­вин. Межа рентабельності, звичайно, настає за обводненості продукції

98...99%.

Іноді третю І четверту стадії називають разом пЬньою стадією (стадіями) розробки.

Перебіг основних показників розробки покладав у часі на різних режимах їх роботи, виділених у "чистому вигляді", показано на рис 1.5, а одного із покладів Передкарпатгя - на рис. 1.6.

Рисунок 1.5 - Перебіг у часі основних показників розробки покладів за режимів пружного (д), розчиненого газу (б), водонапірного (в), газонапірного (г) І - газовий фактор, 2 - обводненість; З - поточний пластовий тиск; 4 - тиск насичення нафти газом; 5 - кількість видобувних свердловин, 6 - щорічний видобуток нафта

Таким чином, виробничий процес видобування нафта протягом усіх стадій характеризується нерівномірністю відбору нафти, нафто­вого газу і води, зміною складу потоку флюїдів у свердловинах, зміною тисків.

Рисунок 1.6 — Перебіг основних показників розробки одного із родовищ Перед каргіаття у часі: п - обводненість, %; р - пластовий тиск, МПа; С? - газовий фактор, м³/т; я_їВ — фонд свердловин, шт,, - компенсація відбору нафти нагнітанням води, %, О_г - річні відбори рідини, тис.т; К - річні об’єми запомповування, тист; ^ - середньодобовий дебіт свердло­вини, т/доб. <2„ - річні відбори нафти, тис.т

§ 1.8 Природоохоронні заходи під час видобування нафти

Процес видобування нафти с одним із найбільш екологічно шкід­ливих, одним із основних потенційних джерел забруднення довкілля. На його частку припадає 8-10% загального негативного впливу на природу: порушується поверхневий покрив, забруднюється земля, атмосфера і вода внаслідок виті канн ня нафта, газових факелів, зли­вання пластової води. Локальні забруднення грунту пов’язані найчастіше із розливанням нафти в разі пошкодження трубопро­водів і через негерметичність обладнання. Забруднення великих територій може бути внаслідок відкритого фонтанування нафти. Так, на 1 свердловину потрібно 0,5...1 га землі, а з усіма об’єк­тами до 2...З га; практично велика площа території родовища

вилучається із використання для інших цілей. Експлуатація свердловин і транспортування нафти та нафтопродуктів неминуче супроводжуються витіканнями (2...3% початкового видобутку).

Розлита нафта проникає на глибину до 1 м у піщаний грунт і

з

на 0,5...0,6 м у суглинок, насичуючи їх до 10...15 л/м. Тоді погір­шується структура фунту, порушується кореневе живлення рослин, фунт стає неродючим на період до 12...15 років навіть за най­активнішої рекультивації. У тундрі він перетворюється в болото.

Під час морського видобування сьогодні втрачається нафти до

200...300 тис.т/рік, а 1 т нафти розтікає на площі 30 км. На пізній стадії розробки разом з 1 т нафти видобувається до 10...20 м³/т пластової мінералізованої води. 25...30% води поки що надходить у поглинальні водяні пласти або в ріки і моря. Основна частина забруднювачів атмосфери - випаровування нафти і нафтового газу із свердловин, трубопроводів і резервуарів. Це потребує активних і рішучих екологозахисних дій,

Вище на рис. 1.1 показано схему безвідходного процесу видобу­вання нафти: нафта і нафтовий газ повністю надходять споживачам, а пластова вода нагнітається назад у поклад для витіснення нафти. Ступінь безвідходності процесу визначається рівнем оснащеності необхідним обладнаннням, географічними умовами за прагнення отримати найбільший прибуток. Так, нафтовий газ на морських і територіально віддалених родовищах, особливо з малими запасами, інколи іце спалюють у факелах, хоч спалювання є прямою втратою ресурсів вуглеводнів і забруднює атмосферу. Пластова вода викорис­товується для витіснення нафта, чим досягається також охорона водойм, флори і фауни, джерел питної води. Разом з тим пластова вода часто містить багато цінних компонентів (солей металів). їх доцільно було б відділяти від води перед нагнітанням у пласт.

Законодавство про надра передбачає обов’язок користувача надр забезпечити охорону усіх об’єктів навколишнього природного середовища.

Охорона довкілля і надр - це система заходів щодо запобігання і усунення забруднень атмосфери, води і земель, тобто природного середовища. Для її вирішення потрібно:

- у процесі буріння свердловин надійно ізолювати один від одного продуктивні і непродуктивні пласти, забезпечити герметичність обсадних колон свердловин, запобігти можливому відкритому фонтануванню свердловин І обвалам порід;

- під час проектування і здійснення розробки нафтових родовищ створити умови для вилучення найбільшої кількості вуглеводнів із покладу, отримання інших, не менш важливих корисних копалин (сірки, йоду, брому, гелію і т.п.), не допускати вибіркового відбирання нафти із найпродуктивніших ділянок, що призводить до зниження рівня кондиційносгі залишених запасів;

- у процесі освоєння, експлуатації і ремонту свердловин вжити заходів для запобігання відкритого фонтанування, проривів нафти і газу в інші пласти, передчасного обводнення свердловин, нанесення шкоди іншим продуктивним пластам;

- ліквідувати аварійні свердловини, в яких ремонтні роботи виявились безрезультатними, і свердловини, які розкрили нафтові пласти, але підлягають ліквідації за технічних причин, попередньо узгодивши з гірничим технаглядом І виконавши надійну ізоляцію нафтових пластів від інших проникних пластів;

- регулярно досліджувати видобувні і нагнітальні свердловини на герметичність обсадних колон і стан затрубного цементного кільця; експлуатацію свердловин здійснювати відповідно до заданого технологічного режиму, забезпечити збереження скелету порід і не допускати конусоутворення газу та вода, передчасного розвитку режиму розчиненого газу;

- експлуатацію свердловин здійснювати за герметичного обладнання гирла, що застерігає безконтрольне відбирання, нагнітання, викидання, відкрите фонтанування, витікання нафти, води і газу;

- регулярно здійснювати візуальний огляд за станом присвердловинних майданчиків для виявлення витікань нафти, води, появи грифонів і т.д.; припинити експлуатацію свердловин за наявності грифонів, витікань нафти і води, негайно виконувати ремонтні роботи;

- створити мережу опорних контрольних пунктів {свердловин) для регулярних спостережень за хімічним складом І тиском (рівнем) підземних вод верхніх горизонтів, за складом і забрудненістю грунтових і поверхневих вод;

- здійснювати контроль загазованості території родовища, особливо такого, яке залягає неглибоко;

- обробляти води, що нагнітаються в поклад, бактерицидами і анти­септиками для придушення сульфатвідновлювальних бактерій, які спричиняють сірководневе зараження нафти і пластової води;

- прокладати промислові трубопроводи і комунікації в одному коридорі (траншеї), створювати внутрішнє протикорозійне покриття трубопроводів, через які подаються мінералізовані і стічні води на кущові насосні станції;

- використовувати лише герметизовану систему збирання і підготовки продукції свердловин, безстічні системи каналізації усіх видів нафтопромислових стоків, повне використання пластових вод і зливних стоків для заводнення пластів, здійсниш герметизацію очисних устатковань, збирання зливних, забруднених нафтою в ході ремонту свердловин та інших стоків у спеціальні каналізаційні колодязі (для вивезення їх на очисні споруди нафтозбірних пунктів), безамбарну систему збирання стоків у ході ремонту свердловин; для каналізації і запобігання переміщенню розлитої нафти своєчасно обваловувати групові вимірні устатковання, кущові насосні станції, збірні пункти і т.д., створювати санітарно-захисні зони та виконувати заходи щодо захисту населених пунктів у випадку можливої аварії на свердловинах, на нафто- І газопроводах;

- через велику розосередженість нафтопромислових об’єктів

скорочувати, за можливістю, розміри земельних відводів для промислових споруд, наприклад групувати свердловини в кущі і використовувати п охилоспря моване буріння, проводити

рекультивацію (відновлення) земель, зайнятих присвердловинними майданчиками і під’їзними дорогами після ліквідації свердловин, а також на ділянках тимчасового користування, наприклад, для споруд­ження трубопроводу (родючий фунт знімають, складають і після виконання технологічних робіт знову повертають на попереднє місце);

- застосовувати системи аварійного захисту, відключення нафтопромислових об’єктів (свердловин, трубопроводів і т.д.) у випадку виникнення аварій.

Контрольні питання

І.Обгрунтуйте, чи доцільно розпочинати розробку нафтового родовища з малими запасами, яке розташовано на Буковині.

2. Охарактеризуйте запаси нафти за їх промисловим значенням,

3. Охарактеризуйте запаси нафти за ступенем їх геологічної вивченості.

4. Що таке промислова цінність родовища?

5. Запишіть і поясніть закон Генрі.

6. Що таке аномальний пластовий тиск? Запишіть і поясніть відповідну формулу.

7. Нарисуйте геотерму і запишіть її рівняння.

8. Які параметри покладу потрібно знати для того, щоб перед­бачити можливий природний режим його роботи?

9. Чому на режимі розчиненого газу можна досягнути лише малих величин кінцевого коефіцієнта нафтовилучення?

10. Яка система розробки нафтового покладу є найактивнішою і чому? За яких умов вона доцільна?

І І. Поясніть, якому тискові дорівнює початковий тиск на газонафтовому контакті.

12. Що потрібно виконувати під час видобування нафти з позицій охорони надр?

13. Що конкретно треба виконати під час організації процесу видобування нафти з позицій охорони довкілля?

14. У чому полягає поточний контроль під час здійснення процесу видобування нафти з позицій охорони надр І довкілля?

Глава 2. ОСНОВИ ТЕХНОЛОГІЧНИХ РОЗРАХУНКІВ І РОЗРОБКА НАФТОВИХ РОДОВИЩ

§ 2.1 Загальні принципи проектування розробки

Науково-обгрунтоване проектування розробки нафтових родовищ розпоч али здійснювати на початку 40-х років минулого століття. У проектних документах наводилось геолого-промислове, гідро­динамічне та економічне обгрунтування систем розробки, проте врахо­вувалися лише окремі елементи технології і техніки видобування наф­ти та облаштування родовища (вибійний тиск, рельєф місцевості і тл.). З 70-х років у галузі перейшли на складання проектних документів на промислову розробку нафтових родовищ, у яких поєднується вирішення геолого-промислових і технологічних задач з економічними завданнями, а також враховується вирішення питань нафто­промислового облаштування конкретного родовища і нафтови­добувного району в цілому, вимог охорони надр і довкілля (екології). При цьому порядок і методики проектування постійно вдоско­налюються на основі наукових досягнень і практичного досвіду.

Основні технологічні проектні документи на промислову розробку нафтових і нафтогазових родовищ - технологічні схеми і проекти розробки. Вони, у свою чергу, є основою для складання проектних документів на розбурювання та облаштування і використовуються під час поточного і перспективного планування видобутку нафти й газу та витрат, пов’язаних з їх видобуванням. Проект розробки складається для родовища, яке розробляється на основі технологічної схеми, або для родовища, яке має просту геологічну будову і малі запаси.

У технологічних проектних документах на розробку обірунто- вуються (викладено без дотримання порядку обгрунтування):

- виділення експлуатаційних об’єктів і порядок введення їх у

розробку, вибір системи розробки; ¹

- способи і технологічні режими експлуатації свердловин, вибір гирлового і внутрішньо-свердловинного обладнання, заходи щодо попередження і боротьби з ускладненнями під час експлуатації свердловин;

- рівні, темпи і перебіг у часі видобутку нафти, газу і рідини з пластів, нагнітання в них витіснювальних агентів;

- питання підвищення ефективності запроектованих систем розробки заводненням, а також ті, що пов’язані з особливостями засто­сування методів підвищення нафтовилучення; заходи щодо контролю і реіулювання процесу розробки; обсяги і види робіт з дорозвідки родовища;

- комплекс геофізичних і гідродинамічних досліджень свердловин;

- вимоїн до систем збирання і промислової підготовки продукції свердловин;

- вимоги до систем підтримування пластового тиску, якості використовуваних агентів;

- вимога І рекомендації щодо конструкцій свердловин І прове

дення бурових робіт, методів розкриття продуктивних пластів і

освоєння свердловин;

- спеціальні заходи щодо охорони надр і довкілля під час буріння і експлуатації свердловин, техніки безпеки, промсанітарії і пожежної безпеки під час застосування методів підвищення нафтовилучення;

- питання, пов’язані з дослідно-промисловими випробуваннями нових технологій і технічних рішень.

Розробку родовищ проектують шляхом вибору і техніко- економічного аналізу великої кількості різних варіантів розробки родовища.

Розрахункові варіанти розробки родовища можуть відрізнятися: вибором експлуатаційних об’єктів, самостійних площ розробки; способами і агентами діяння на пласт; системами розміщення І густотою сітки свердловин; режимами і способами їх експлуатації; рівнями і тривалістю стабільного видобутку нафти та ін. З цих розрахункових варіантів вибирають не менше трьох для технологічних схем і двох - для проектів розробки, які називаються основними. Один з розглядуваних варіантів розробки виділяється як базовий варіант. Технологічні І економічні показники розраховують на весь період розробки. Дня реалізації вибирається раціональний варіант розробки шляхом зіставлення техніко-економічшх показників розрахункових варіантів розробки.

Для складання технологічних проектних документів видається технічне завдання, в якому враховуються тенденції розвитку нафтової промисловості, економічна політика держави. У технічному завданні зазначаються можливі обсяги буріння, джерела робочих агентів, потужності водо-, газо- і електропостачання, обмеження, пов’язані з технологією і технікою видобування нафт, підготовки продукції та ін.

Для покращення якості проектування, надійності і точності прогнозування процесу видобування нафти передбачається широке використання сучасних електронно-обчислювальних машин (ЕОМ), систем автоматизованого проектування розробки (САПР), різних баз даних і графобудувачів. Використовуються галузеві і міжгалузеві регламенти відносно системи документації (порядок ії розроблення, оформлення, використання).

Проектування розробки нафтових родовищ охоплює підготовку вхідної інформації і створення моделей пласта, виконання технологічних і економічних розрахунків, розрахунків вибору способів і технологічного обладнання для видобування нафти.

§ 2.2 Підготовка вхідних даних для технологічних розрахунків

Для розрахунку технологічних показників розробки родовища треба мати вхідні дані, тобто геолого-промислову характеристику родовища.

/тного-промиаїта характеристика

Гюлого-промисяова характеристика вміщує в собі багато різних показників, основні з яких такі.

1. Загальні відомості про район родовища: іеоірафічне та адмі­ністративне розміщення району родовища; рельсф місцевості, гідро- мережа, клімат; економічне освоєння району; характеристики умов розбурювання і облаштування родовища з виділенням ділянок, які уск­ладнені або не підлягають розбурюванню (різко перетнута місцевість, гори, водоймища, заболоченість, населені пункти, санітарні та курортні зони і т.ін.).

2. Геологічна характеристика родовища: історія геологічного вив­чення району і родовища; стратиграфія; тектоніка; нафтогазоносність; гідрогеологічні умови родовища,

3. Геологічна характеристика покладу: детальна кореляція продуктивної частини розрізу у свердловинах, розміщення ВНК і ГНК; геометрія покладу (тектонічна структура, контури нафтогазоносності, розміри покладу, нафтових, газових, підгазових і водонафтових зон, тип покладу).

4. Літолого-фізична характеристика колектора: мінеральний склад І структурні особливості порід; проникність, пористість, почат­кова нафтогазоводонасичєність колектора, залежність проникності і пористості від тиску, тип колектора (норовий, тріщинно-поровий І т.д.); неоднорідність будови (об’ємна неоднорідність) продуктивних пластів (розчленованість на пропластки і шари, піщанистість, їх поширення, складність границь колектора, літологічна зв’язаність, виклинювання і т,д.); теплофізичні властивості.

5. Властивості /настових флюїдів:

нафти в пластових умовах - тиск насичення нафта газом, газовміст, густина, динамічний коефіцієнт в’язкості, об’ємний коефіцієнт, коефіцієнт усадки, коефіцієнт об’ємної пружності; залежність динамічного коефіцієнта в’язкості, об’ємного коефіцієнта і газовмісгу від тиску; теплофізичні властивості;

розгазованої нафти - густина, коефіцієнт кінематичної в’язкості, молекулярна маса, температура початку кипіння і початку застигання, температура насичення нафти парафіном, фракційний і компонентний склади, вміст сірки, парафіну, асфальтенів і силікагелевих смол;

розчиненого (який виділився з нафти під час однократного розказування) І природного (нафтогазових покладів) газу - компонент­ний склад, абсолютна і відносна густина, коефіцієнт стисливості;

пластової води - густина, динамічний коефіцієнт в’язкості, газовміст, об’ємний коефіцієнт, коефіцієнт об’ємної пружності, загаль­на мінералізація та іонний склад, характеристика можливих наслідків у ході змішування її з нагнітальною водою та зміни початкових умов.

6. Енергетична і експлуатаційна характеристика покчаду: пластові тиски (початковий, поточний) і температура, [геотермічний ірадієнт;

характеристика законтурної зони покладу, її зв’язок з нафтовою зоною і областю живлення, можливий природний режим покладу; законо­мірності в зміні пластових тисків і температури, допустиме їх зниження під час розробки покладу; умови, які ускладнюють експлуатацію свердловин; гідродинамічний зв’язок між свердловинами, пластами.

7. Запаси нафти і газу (за категоріями, об’єктами, зонами об’єктів).

У цілому геолого-промислову характеристику доповнюють графічні узагальнення: оглядова карта району родовища; структурні карти; геологогеофізичний розріз відкладів; геологічні профільні розрізи; карти зміни по площі проникності, пористості, нафтонасиченості, нафтонасиченої товщини, поширення виділених пластів, шарів, зональних інтервалів, поширення властивостей пластових флюїдів; карги ізобар, розподілу температури і т.д.

Геолого-промислова характеристика охоплює широке коло питань, які вивчаються у фізиці пласта і нафтогазопромисловій геології, і становить геолого-промислову частину технологічної схеми або проекту розробки родовища. На основі геолого-промислової характе­ристики будують розрахункову схему і модель пласта, а також обгрунтовують рекомендації щодо вибору системи розробки і умов її успішної реалізації (порядок розбурювання покладу, вимоги з роз­криття продуктивних пластів бурінням, оптимальні інтервали перфора­ції, геологічні обмеження на дебіт І приймальність свердловин).

Г?олого-промисіове вивчення об’єкта розробки

Джерелом здобуття вхідних даних для проектування є пробурені на даному родовищі свердловини. Якщо наявної інформації дуже мало, то інколи можна використати дані щодо аналогічних родовищ або розрахункові і графічні кореляційні залежності, опубліковані в літера­турі, для визначення деяких параметрів порід І пластових флюїдів.

У ході буріння свердловин відбирають взірці гірських порід - керни, а в процесі буріння сипких порід -- шлам. У лабораторіях за взірцями теригенних (осадових) і карбонатних порід вивчають речовинний склад, текстуру, структури. Лабораторними методами за взірцями порід визначають фізичні властивості колекторів:пористісгь і співвідношення трьох основних видів пустот (тріщин, каверн, пор), проникність (абсолютну і фазові), нафтогазоводонасиченість, коефіцієнт витіснення нафтги водою. Фізичні властивості пластових рідин досліджують у лабораторіях за відібраними глибинними пробами. Методи лабора­торного визначення властивостей порід і рідин вивчаються детально у фізиці пласта і геології. Слід наголосити, що існують стандарти і галузеві норми щодо визначення властивостей нафти, води, порід тощо.

У свердловинах проводять різні промислово-геофізичні, термо­динамічні та гідродинамічні дослідження. За даними промислово- геофізичних досліджень здійснюють детальне розчленування про­дуктивних відкладів (встановлення літологічного типу порід), виділяють колектори (теригенні, карбонатні); поділяють колектори на продуктивні (нафтові, газові) і водоносні, визначають коефіцієнта пористості, нафтоі-азоводонасиченості, проникності, У процесі термодинамічних досліджень вивчають розподіл температури вздовж стовбура свердловини, визначають профіль припливу нафти або поглинання нагнітальної води по розрізу пласта. Характеристику цих і гідродинамічних методів викладено в главі 5.

За даними досліджень складають зведений (за видимими тов­щинами пластів) і нормальний (за середніми дійсними товщинами пластів у їх нормальному заляганні) геолого-фізичні розрізи, здійснюють детальну кореляцію продуктивних відкладів (прослідковування по простяганню продуктивних горизонтів, пластів або пачок; встановлення їх неперервності на заданій площі; оконтурення їх поширення). Методика виконання цих робіт вивчається в геології. Отримана інформація використовується для геомеїризацІЇ форми покладу і родовища. Геометризація форми покладу вміщує побудову структурних карг по покрівлі і підошві продуктивного пласта, геологічних профільних розрізів, визначення положення поверхні ВНК і ГНК, проведення ліній зовнішнього і внутрішнього контурів цих контактів на структурних картах, геометризацію об’єму по карті товщин колектора. Для наочнішого відображення геологічної будови родовища будують блок-діаграми (аксонометричні відображення покладу в трьох площинах у косокутній або прямокутній проекціях) і блок-схеми (просторове відображення кореляційних схем окремих пластів між свердловинами).

Для поділу порід на проникні (колектор) і непроникні (неколектор) обірунтовують граничні, кондиційні значини ємнісно-фільтраційних параметрів. Як правило, виділяють дві межі: абсолютну або фізичну - значини параметрів, починаючи з яких породи мають нафтопазо- насиченість, відмінну від нуля; нижню або технологічну - значини параметрів, починаючи з яких породи мають таку нафтонасиченість, за якої коефіцієнт фазової проникності для нафти (за відповідного режиму витіснення, тобто за певної системі розробки родовища) стає більшим нуля.

Єдина загальна методика встановлення технологічних кондиційних значин колектора і юки відсутня. Найпоширеніша методика базується на визначенні мінімальних рентабельних дебітів, які зумовлюють досягнення економічного ефекту від здійснення розробки родовища. Згідно з цією методикою:

- спочатку визначають з виконанням гідродинамічних досліджень свердловин коефіцієнт продуктивності і питомий коефіцієнт продуктивності;

- за результатами лабораторного вивчення кернів визначають коефіцієнт проникності і встановлюють статистичну залежність між питомим коефіцієнтом продуктивності і коефіцієнтом проникності;

- за величиною рентабельного дебіту розраховують граничні значили питомого коефіцієнта продуктивності і коефіцієнта проникності;

- за даними по цих же свердловинах визначають коефіцієнт відкритої пористості І будують статистичну залежність між коефіцієнтами проникності і пористості, а відтак за кондиційною значиною коефіцієнта проникност і встановлюють кондиційну значину коефіцієнта пористості.

Геометризацш покладу, поділ порід на колектори та неколектори, встановлення значин параметрів порід значно ускладнюються неоднорідністю пластів.

Неоднорідність нафтового пласта

Усі реальні нафтові пласти неоднорідні за своєю геологічною будовою і властивостями, що зумовлено зміною умов осадоутворення і подальшого перетворення порід.

Під неоднорідністю розуміємо властивість нафтового пласта- колектора, яка зумовлена зміною його структурно-фаціальних і літоло­гічних властивостей, що впливають, в основному, на рух флюїдів до вибоїв свердловин і підлягають урахуванню під час встановлення потенційних властивостей нафтового пласта.

Розрізняють неоднорідність літологічну (гранулометричну, упаку- вальну, цементаційну, мінеральну, порову), проникнісну, пористісну і об’ємну (товщинну, площову). За її вираженнями можна назвати дві групи показників неоднорідності:

1) якісні - коефіцієнти відносної піщанистосгі, розчленованості, літологічної зв’язаності, розподілу колекторів, переривчатості, витри­маності, неоднорідності за Паласеком, Хатчинсоном, коефіцієнт Лоренца і т.д.;

2) кількісні, які використовуються для гідродинамічних розрахунків згідно з різними методиками (коефіцієнт варіації коефіцієнта проник­ності, неоднорідність за проникністю і товщиною, відносна піщани- стість, коефіцієнт варіації коефіцієнта продуктивності і т.д.).

Неоднорідність нафтових покладів вивчають детермінованим або ймовірнісним методами. Ці методи краще комплексно поєднувати.

У разі детермінованого (причинно-наслідкового, причинно- зумовленого) методу, вважається, що явище (причина) в конкретних умовах визначає Інше явище (дію, наслідок); за даними досліджень свердловин і пластів будують карти розподілу параметрів пластів по площі (карти рівних товщин пласта - ізопахіт, коефіцієнтів проник­ності, коефіцієнтів пористості, динамічних коефіцієнтів в’язкості нафти; карти поширення зональних Інтервалів або шарів і т.д.) та схеми їх розподілу по розрізу, будують блок-діаграми. При цьому важлива роль відводиться детальній кореляції продуктивного пласта, що дає змогу точно визначити товщини пластів, детально розчленувати розріз, вияснити переривчастість пластів по простяганню і ступінь незмінності властивостей порід, виділити окремі шари (пропластки) по розрізу і зони (лінзи) по площі родовища.

Імовірнісний метод зумовлений ось чим. Оскільки доступ у поклад здійснюється за допомогою свердловин, то за результатами проведених різних досліджень свердловин і пластів локально (у межах відомих розмірів області пласта відповідно до кожного виду дослідження) встановлюють параметри покладу.

Дата добавления: 2015-08-29