Основные цели контроля за разработкой залежей

В большей степени технологические  показатели разработки зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является тип, размер и  форма нефтяной залежи, неоднородность строения продуктивного объекта, запасы нефти в нем и относительная  подвижность нефти. Исходя из этого, строится анализ разработки нефтяного  месторождения. В процессе геолого-промыслового анализа уточняются тип и размеры  залежи, ее структурные и тектонические  особенности (размывы, тектонические  нарушения, поверхности несогласий и др.). Проводится уточнение начального положения ВНК и ГНК по данным бурения новых скважин, а также положение текущих отметок ВНК и ГНК разрабатываемых залежей. Оценивается литологическая изменчивость продуктивного пласта, для чего строятся карты распространения коллекторов, которые должны нести следующую основную информацию: зоны наличия коллектора, зоны отсутствия коллектора, зоны распространения различных литотипов коллектора и зона слияния коллекторов с выше- и нижезалегающими продуктивными пластами.

Основными параметрами пласта являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность толщина; для газонефтяных залежей - дополнительно, газонасыщенность и анизотропия (для ГНЗ с подошвенной водой). Значения этих параметров определяются при проектировании; при анализе на первых стадиях разработки месторождения, эти параметры уточняются на основе новых данных, полученных при бурении скважин, с целью дальнейшего использования их в подсчете запасов и при проектировании, а также для обоснования несовпадения проектных и фактических показателей разработки и объяснения процесса разработки. В связи с этим, в таблицах отчета по анализу разработки приводится характеристика уточненных значений параметров пластов, а в тексте дается сопоставление этих значений с исходными данными, принятыми в проектном документе (таблицы Д.1-Д.2). В необходимых случаях строятся карты изменчивости этих параметров.

Геолого-физическая характеристика нефтяной залежи

Природные коллекторы нефти

Под природным нефтяным коллектором  понимается пласт пористой и проницаемой  породы, в котором скопилось количество нефти. Иногда нефть обнаруживается в трещинах и порах изверженных  пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.

Осадочные породы

К осадочным породам относятся  горные породы, образовавшиеся в результате механического или  химического  выпадения в осадок продуктов  разрушения более древних пород, извержения вулканов, жизнедеятельности  организмов и растений. По происхождению  осадочные породы делятся на терригенные, хемогенные, органогенные и пирокластические.

Терригенные породы – это  осадочные горные породы, сложенные  преимущественно терригенными минералами или обломками материнских горных пород.

Хемогенные породы – это  осадочные горные породы, сложенные  преимущественно хемогенными минералами – первичными доломитами, сульфатами, солями.

Органогенные породы- это  рыхлые сцементированные породы, сложенные  на 50% и более скелетами организмов или их обломками. Это преимущественно карбонатные породы. Обладают высокой первичной пористостью и проницаемостью и нередко являются коллекторами крупных скоплений углеводородов, в том числе и высоковязких.

Пирокластические породы - это осадочные обломочные породы, состоящие на 50% и более из продуктов  вулканических извержений, т. е. из пирокластического  обломочного материала, тyфиты (50-90%), тyфопесчаникиt тyфоалевролиты (менее 50%).

Обладая пористостью, пирокластические породы могут в некоторых случаях  быть коллекторами для нефти и  газа.

К осадочным горным породам  относятся и породы глинистые, сложенные  более чем на 50% частицами пилитовой  размерности (менее 0,01мм), среди которых  преобладают глинистые минералы. Глинистые породы - самый распространенный тип пород, земной коры. В зависимости  от состава и количества примесей глинистые породы являются алевритовыми, известковыми и др. Глинистые породы - полиминералы,  в них одновременно встречаются глинистые минералы: гидрослюды, монтмориллониты, хлориты, каолинит. Они делятся на глины, разбухающие  в контакте с водой, и аргиллиты - не размокающие, а раскалывающиеся  при ударе, и являются наиболее распространенными  покрышками залежей нефти и газа.

К непроницаемым относятся  также тонкие слои (1-5 см) горных пород  имеющих подчиненное значение, и  заключенные между основными  обычно более мощными слоями иного  цвета или иного состава.

Непроницаемые пропластки могут  влиять на процесс теплового воздействия  и добычу нефти  положительно и  отрицательно. Они располагаются  по напластованию и ограничивают движение флюидов по вертикали (отрицательный  фактор). Пропластки способны действовать  и как изолирующий слой или  барьер и уменьшать потери тепла  и флюидов в выше- и нижележащие  пласты (положительный фактор).

Выявив непроницаемые  пропластки в разрезе продуктивного  пласта и их простирание по площади, необходимо проектировать расстановку  паро- и воздухонагнетательных скважин  с учетом их положительного влияния.

Различают микропористые  и макропористые коллекторы:

- микропористый - коллектор  с прослоями глин, алевролитов,  доломитов и глинистых брекчий,  между которыми в подавляющем  объеме заключены алевролитовые  породы, насыщенные нефтью; его проницаемость  колеблется в пределах 50-250 мД, а  нефтеотдача не превышает 10%. Разработка  месторождений нефти с микропористым  коллектором без термических  методов воздействия на пласт  практически невозможна;

- макропористый  - коллектор,  составленный из грубообломочной  брекчии с пустотами крупных  размеров, которые являются резервуарами  для нефти. Проницаемость его  от 500 до1000 Д и более. В сочетании  с микропористым коллектором  роль макропористого коллектора  проявляется в первоначальный  период разработки, при котором  микропористый коллектор в механизме  дренирования практически не  принимает участия.

Неоднородность  пласта

Неоднородность пласта - это природная изменчивость емкостных  и фильтрационных свойств пласта -коллектора по простиранию и вертикали, Неоднородность обусловлена главным  образом изменчивостью его пористости и проницаемости, а также литологическим (литолого-минералогическим) составом.

Наибольшей неоднородностью  обладают конгломераты, тем более, если они слагаются обломками разных по генезису пород -  осадочных, магматических,  метаморфических, обусловливающих  природу их пористости  - межзерновой, трещинной.

Конгломераты -  это сцементированные грубообломочные породы на 50% и более  сложенные крупными окатанными в  разной степени обломками: гальками (1-10 см), валунами (10-100 см) и глыбами (до 1 м), независимо от их вещественного  состава. Выделяют конгломераты базальные, залегающие в основании серий  или толщин пород с несогласием  на более древних породах и  сложенные обломками в основном последних,  и конгломераты внутриформационные, которые наблюдаются в разрезах единой осадочной толщи в виде прослоев, возникающих при подводных  размывах, либо спорадических поступлений  грубого обломочного материала  с близлежащей суши.

Неоднородность пласта определяет не только форму фронта воздействия  на залежь и скорость продвижения  его и вытесняемой жидкости, но и выбор метода воздействия на пласт.

Неоднородность  слоистая

Слоистая неоднородность - одна из распространенных типов геологической неоднородности при которой проницаемые слои перемежаются с непроницаемыми глинистыми пропластками. Слоистость классифицируется по ряду признаков: по характеру сочетания слоев пород (например, равномерная слоистость в однородном разрезе или ритмичная слоистость во флише);  по характеру раздела слоев, их выдержанности и т. п. Обычно слоистость классифицируют по толщине слоев; тонкая (1-10 см), мелкая (10-25 см), средняя (25-З0 см), крупная (40-100 см), очень крупная (более 1 м).

Глинистость

Учитывая глинистость  пород,  можно предусмотреть плохую приемистость нагнетательных скважин  при закачке в них воды и  пара.

Глинистые пропластки влияют на точность определения коэффициента пористости методами сопротивления  и нейтронными методами. Зная глинистость  пород, можно избежать значительных погрешностей при определении коэффициента нефтегазонасыщения песчано-глинистых  коллекторов.

Глинистые минералы, осевшие  в порах и на поверхности зерен, также оказывают влияние на продуктивность, существенно снижая проницаемость  пласта. Каолинит может легко перемещаться под воздействием тyрбулентного  потока флюидов в пласте. Глина  мигрирует и закупоривает поровые  канaлы, что также снижает проницаемость  породы.

Монтмориллонит разбухает  при контакте с пресной водой  и также закупоривает поры. В зависимости  от преобладания катионов Са или Na различают  кaльциевые и натриевые монтмориллониты.

 

Гранулометрический  состав породы

Гранулометрический (механический) анализ представляет собой количественное определение содержания в породе частиц различной величины в процентах  по весу. От гранулометрического состaва зависят не только пористость но и  другие  важные свойства пористой среды - проницаемость удельная поверхность  и др.

Удельная поверхность  породы

Суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца, называется удельной поверхностью породы,

Вследствие малых размеров отдельных зерен песка и большой  плотности укладки этих зерен  общая поверхность порового пространства пласта достигает огромных размеров, что значительно осложняет задачу максимального извлечения нефти  из породы, особенно высоковязкой.

Карбонатность пород

Под карбонатностью пород  понимается содержание в них солей  угольной кислоты: известняка СаСО₃, доломита СаСОз МgСОз и др. При определении карбонатности подсчеты относят к СаСОз, т. к. углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную их часть.

Коллекторские свойства горных пород

Свойства, определяющие фильтрацию и аккумуляцию в породах флюидов  в природных условиях, т. е. способность  породы служить коллекторами нефти, газа и воды, характеризуют коллекторские  свойства горных пород.

К коллекторским свойствам  горных пород относятся пористость, проницаемость, нефте- и газонасыщенность, упругоемкость, коэффициент нефтеотдачи  и др.

Пористость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот – пор, каверн, трещин и соединяющих  их каналов. Пористость измеряется коэффициентом  пористости, представляющим отношение  объема всех пустот горной породы к  ее общему объему, выраженное в процентах  или в долях единицы:

В нефтепромысловой практике используется главным образом открытая, эффективная, межзерновая и трещинная  пористость.

Открытая пористость - это  сообщающиеся друг с другом поры горной породы, объем которых может меняться в пределах 10-20%. Открытая пористость определяется лабораторными методами, rидродинамическими методами исследования пластов и методами промысловой  геофизики.

Межзерновaя пористость - это пористость, образующаяся между зернами осадочной (терригенной, карбонатной) породы, морфология и объем которой определяются взаиморасположением слагающих породу зерен и цемента. Величина ее колеблется обычно в пределах от 10 до 20%. Межзерновая пористость определяет основной объем коллектора как вместилища нефти.

Трещинная пористость - это пористость или объем трещин, секущих горную породу. Эта величина пористости намного меньше межзерновой пористости и обычно колеблется в пределах от 0,01 до 1%.

 

Проницаемость

Проницаемость характеризует  свойство коллектора отдавать, пропускать через себя нефть, воду или газ. Эта  величина зависит главным образом  от геометрической характеристики пористой среды - размера и формы поровых  каналов, их протяженности, сообщаемости между собой и др. и практически  не зависит от природы жидкости.

Пористость и  проницаемость трещиноватых пород

По происхождению поровое  пространство или пористость трещиноватых пород подразделяется на два вида: первичная (гранулярная, межзерновая) и вторичная (трещинная).

Первичная пористость, характеризующая  емкость породы коллектора, обусловлена  наличием пор между зернами породы, вторичнaя - тектоническим (реже - диагенетическим) воздействием на горную породу, в результате которого образовались трещины.  Трещины  могут быть открытые (сообщающиеся между собой) и закрытые. Открытые трещины принято называть коэффициентом  трещиноватости (пустотности) и характеризовать  отношением суммарного объема этих трещин к объему всей породы.

По степени раскрытости  следует различать мaкpo- и микротрещины. Если макротрещины можно наблюдать  невооруженным глазом, то микротрещины -  только в шлифах под микроскопом.

Коэффициент мобильности