44. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:
1) уникальные – более 300 млн т нефти или 500 млрд м3 газа;
2) крупные – от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м3 газа;
3) средние – от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м3 газа;
4) мелкие – от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м3 газа;
5) очень мелкие – менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м3 газа.
14) Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки:
геометрию начальных внешних границ залежи;
условия залегания пород коллекторов в пределах залежи;
границы залежи с разным характером нефтегазоводона-сыщенности коллекторов;
границы частей залежи с разными емкостно-фильтраци-онными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.
Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др.
Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи.
Динамическая модель характеризует промыслово-геологи-ческие особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются:
текущие внешние границы залежи;
соответственно границы "промытого" водой или другими агентами объема залежи (при системах разработки с искусственным воздействием на пласты);
границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования;
фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период;
состояние фонда скважин;
текущие термобарические условия во всех частях залежи;
изменения коллекторских свойств пород.
При статическом моделировании залежей в промысловой
14-15) Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.
П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.
Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи. В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.
Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.
Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.
16) 1. Для прогнозирования показателей разработки высокопроницаемых коллекторов (более 50 мД) с применением технологий горизонтальных скважин (ГС) использовать модели, учитывающие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) трещин и матричных блоков.
Для прогнозирования показателей разработки низкопроницаемых коллекторов (менее 50 мД) с применением технологий горизонтальных скважин (ГС) возможно использование эквивалентных поровых моделей для прогнозирования конечных показателей разработки.
17) опережающего эксплуатационного бурения, используемого с целью ускоренной подготовки залежей к промышленному освоению, по опытно-промышленной эксплуатации нефтяных скважин залежей (месторождений) с учетом повышения эффективности их разработки и возросших требований по экономической оценке проектов, охране окружающей среды и недр.
опережающие добывающие, служащие для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;
18) Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации:
электрометрия, нейтронный каротаж, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное использование данных радиометрии и акустического каротажа и др.
Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.
На рис. 24 приведены типичные кривые различных геофизических методов, позволяющих выделять интервалы пород-коллекторов в разрезах скважин. Эти методы следующие:
1 — метод сопротивлений — по расхождению кривых
кажущихся сопротивлений рк зондов малого и большого раз
мера;
2 — метод микрозондов (МЗ) — по положительному при
ращению микропотенциал-зонда (МПЗ) над микроградиент-
зондом (МГЗ): Арк.мз = рк.мз + Рк.мгз!
3 — метод потенциалов собственной поляризации (СП) —
по отрицательной аномалии АС/СП;
4 — метод естественного гамма-излучения (ГМ) — по низ
ким значениям /у;
5 — гамма-гамма метод (ГГМ) — по повышенным значе
ниям /у;
6 — метод изотопов — по повышенным значениям /у в
сравнении с фоновыми значениями после закачки изотопов;
7— 11 — нейтронные и нейтронные гамма-методы (ННМ и НГМ) — по понижающимся значениям 1п _(; 1п н; 1п _у (карбонатные коллекторы); при высокой минерализации вод по хлору коллекторы могут выделяться повышенными значениями Ih Y и пониженными значениями /п (, измеренными зондами разного размера (I и 1„);
12 — метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) — по
повышенному значению /ЯМР;
13 — ультразвуковой метод — по достаточно высоким
значениям интервального времени пробега волны Атп;
14 — метод кавернометрии — по увеличению толщины
глинистой корки (сужению диаметра ствола скважины dc по
сравнению с номинальным ее диаметром dj;
15 — метод продолжительности проходки — по низким
значениям тпр.
Песчаники характеризуются:
широким диапазоном изменения рк; для газоносных и нефтеносных пород обычно характерны высокие значения рк, для водонасыщенных — низкие;
отрицательными аномалиями ЛС/СГО уменьшающимися при увеличении глинистости песчаного пласта;
более высокими, чем у глин, значениями ркз, при этом Ркмпз > Ркмгз (кривые расходятся);
низкими значениями /у, повышающимися против глинистых полимиктовых и глауконитовых песчаников;
понижением значений /уу и Атп с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением глинистости;
широким диапазоном изменений /пу, и 1п в зависимости от пористости, степени цементации и характера насыщенности;
уменьшением dc из-за образования глинистой корки.
Определение литологического состава пород-неколлекторов по промыслово-геофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках.
19-20-22) Возможность расчленения системы на части разных размеров позволяет получить другое весьма важное представление системы как некоторой иерархической упорядоченности. Это представление называется иерархическим. Иерархическое представление позволяет выделить уровни строения системы.
Совокупность элементов, принадлежащих одному горизонтальному ряду (уровню), называется иерархическим или структурным уровнем.
На каждом иерархическом уровне элементы системы характеризуются каким-то набором свойств. Список этих свойств устанавливается в соответствии с целями, для которых объект рассматривается как системаВ нашей линзе можно выделить следующие уровни строения: 1) уровень минерального зерна — на этом уровне вся система-линза выступает как множество элементов — минеральных зерен; 2) уровень образца породы как некоторой совокупности минеральных зерен — на этом уровне вся система-линза может быть мысленно представлена как множество образцов; 3) уровень двух различающихся по литологи-ческой характеристике частей линзы (песчаники и алевролиты); 4) уровень линзы в целом, на котором ее можно рассматривать как нечто целостное, не расчленяющееся на составные части, характеризующееся своими свойствами: формой, размером, ориентировкой в пространстве и т.п.
На каждом иерархическом уровне элементы системы характеризуются каким-то набором свойств. Список этих свойств устанавливается в соответствии с целями, для которых объект рассматривается как система (например, для целей подсчета запасов изучаются свойства из одного списка, для целей проектирования разработки — из другого, причем разные списки могут перекрываться). Свойства элементов любого уровня иерархии можно разделить на три группы: свойства I порядка — те, которые способствуют достижению основной цели системы; свойства II порядка — нежелательные, вредные, привносимые в систему; свойства III порядка — нейтральные по отношению к основной цели системы, они могут быть использованы, например, для определения свойств I и II порядков через различные корреляции.
Так, если рассматривать линзу как объект, из которого нужно извлечь нефть, то к свойствам I порядка можно отнести пористость и проницаемость пород. К свойствам II порядка может быть отнесено высокое содержание глинистого цемента в случае, когда глины обладают способностью разбухать в воде, закачиваемой в линзу для вытеснения нефти, что существенно понизит эффективность этого мероприятия. Геофизические характеристики, которые измеряются в скважинах и в дальнейшем используются для определения пористости, нефтенасыщенности, толщины пород и т.п., должны быть отнесены к свойствам III порядка, когда система начинает действовать, свойства элементов проявляются по-разному. Специфическое проявление элементов называют функцией элемента. В этом случае говорят о функционировании системы. Рассматривая систему как некоторое множест во функций для достижения определенной цели, мы получаем ее функциональное представление.
Систему можно представить также как совокупность некоторых состояний объекта, сменяющих друг друга во времени. Это будет процессуальным представлением системы. Так, рассматривая линзу как объект разработки, в качестве состояний можно рассматривать различные периоды разработки.
Нефтегазопромысловая геология имеет дело со статическими и динамическими системами, в качестве которых выступают залежи нефти и газа, подготавливаемые к разработке и разрабатываемые.
21) Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.
Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа — вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.
Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наиболее распространен метод анализа характеристик распределения того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты
