Смекни!
smekni.com

Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (стр. 5 из 38)

- комплекс проведенных методов исследований и решаемые задачи.

iv. Гидродинамические исследования скважин

За период с начала опробований скважин и на текущую дату собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин.

Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами (табл. 3).

v. Лабораторные исследования пластовых флюидов

Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, пластового газа и конденсата, пластовой воды). Указываются организации, проводившие исследования на различных стадиях освоения месторождения.

Объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов приводится в таблицах 4 - 9.

Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований в сопоставлении с требованиями к оптимальной изученности. Предлагаются планы-графики дальнейших работ по каждому виду исследований.

75. В разделе геолого-физическая характеристика месторождения рассматриваются:

i. Геологическое строение месторождения и залежей

1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В разделе характеризуется вскрытый литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности и приводится сводный литолого-стратиграфический разрез.

2. Тектоническое строение

Приводится краткий комментарий структурно-тектонической карты региона с выделением основных тектонических элементов. Рассматривается приуроченность к структурно-тектоническим элементам рассматриваемого месторождения.

3. Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов

Детальность изложения материала должна быть достаточной для принятия технологических решений по разработке.

Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности представляются в таблицах 10 - 11.

Характерные геологические разрезы, карты геологических параметров (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) приводятся на рисунках или в графических приложениях.

Рекомендуется представлять карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин.

4. Гидрогеологические и геокриологические условия

Раздел содержит сведения о водоносных комплексах литолого-стратиграфического разреза, их режиме и обильности, минерализации и типе вод, содержании в них полезных компонентов.

Приводятся сведения о геокриологических условиях в контуре месторождения (наличие или отсутствие многолетнемерзлых пород). При наличии приводятся сведения об их распространении по площади и разрезу, особенностях взаимодействия с осадочными горными породами.

ii. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

1. Литологическая характеристика пород

Систематизация результатов лабораторного исследования проводится на основе метода литолого-петрофизической классификации пород по литотипам.

В качестве основных классифицирующих признаков рекомендуется использовать:

- для терригенных коллекторов: гранулометрический состав, текстурные особенности (по шлифам); минеральный состав породообразующего комплекса, минеральный состав и тип глинистого цемента, карбонатность с анализом ее минерального состава, пористость, абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность;

- для карбонатных коллекторов: минеральный состав породообразующего комплекса (карбонаты, сульфаты, галогениды), зернистость, степень перекристаллизованности (вторичные замещения), стилолитизация, пустотность (поровая, кавернозная, трещинная составляющие), абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность;

- для вулканогенных коллекторов: тип и структура пород, химический состав, характер кристалличности, вторичные замещения, пустотность (поровая, кавернозная, трещинная составляющие), абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность;

- для битуминозных коллекторов (бажениты, доманикиты): текстурные особенности (по шлифам), минеральный состав породообразующего комплекса (минеральная матрица), содержание керогена, химический состав пород, пустотность.

На базе литотипов-коллекторов для каждого из них строятся зависимости "керн-керн", "керн-ГИС", в частности: "пористость - абсолютная проницаемость", "водоудерживающая способность - абсолютная проницаемость", "начальная нефтенасыщенность - абсолютная проницаемость", "начальная газонасыщенность - абсолютная проницаемость" и другие, которые используются при построении геологических моделей эксплуатационных объектов и функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа, воды.

Приводятся краткие комментарии к обоснованию выделения литотипов, литологических предпосылок формирования и распределения коллекторов-неколлекторов по пластам.

На ранней стадии изученности месторождения приводится обоснование выбора аналогов с учетом фациальной принадлежности к литолого-петрофизической модели объектов.

2. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств по керну

При определении средних значений и коэффициентов вариации параметров по лабораторным исследованиям керна используются совокупности (выборки) из значений, равных или превышающих установленные (принятые) величины их нижних пределов.

Рассчитываются средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом.

Раздел сопровождается комментариями, в которых приводится общая характеристика фильтрационно-емкостной модели пласта, оценивается ее пространственная однородность, определяется влияние насыщения на предельные и средние значения изучаемых параметров. При недостатке прямых определений на керне обосновывается выбор аналогов.

3. Деформационные свойства пластов и покрышек

В разделе приводятся результаты определений (при условиях, моделирующих пластовые) скорости распространения продольных и поперечных волн. Определения проводятся как для пород из продуктивной части, так и для пород кровли и подошвы пласта, приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления.

В тексте приводятся методики определения и анализ результатов, а также основные алгоритмы, описывающие зависимости коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, предела прочности от пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств пород, если таковые выявлены.

4. Характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований

Для определения критических значений водонасыщенности используются результаты определения кривых капиллярного давления "газ-вода", "нефть-вода", "нефть-газ".

Определение функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) рекомендуется проводить следующим образом:

- в каждом выделенном литотипе-коллекторе (их общее количество не должно быть меньше трех) строится распределение абсолютной проницаемости с использованием керновой и геофизической информации;

- распределение разбивается на три равновероятностных подсовокупности проницаемости;

- в подсовокупностях определяются средние величины

проницаемости: меньше средней (K ), средняя (K ) и выше

срmin ср

средней (K );

срmax

- для каждой подсовокупности подбираются колонки образцов

керна с примерно одинаковой проницаемостью, соответствующими

значениям K , K , K ;

срmin ср срmax

- на подобранных колонках проводятся с соблюдением пластовых условий лабораторные эксперименты на вытеснение нефти газом, нефти водой, газа водой;

- по результатам потоковых экспериментов определяются: остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по газу, остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по воде, остаточная газонасыщенность при вытеснении газа водой и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по воде. Парные функции относительных фазовых проницаемостей "нефть-газ", "нефть-вода", "газ-вода" представляются в виде таблиц (табл. 12, 13) и помещаются в основной текст. Трехфазные функции относительных фазовых проницаемостей строятся на базе парных ОФП в случаях моделирования разработки залежей с: газовыми шапками, применением водогазового воздействия, использованием естественных режимов истощения. Во всех других случаях используется парная ОФП "нефть-вода";

- аналогичным образом строятся ОФП для всех выделенных литотипов-коллекторов.

5. Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин

В раздел рекомендуется включать:

- сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов;

- сведения по определению коэффициента пористости;

- сведения по определению проницаемости;

- сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности.

Подсчетные параметры и запасы нефти и газа приводятся в таблицах 14, 15.

6. Результаты гидродинамических исследований скважин

В раздел рекомендуется включать:

- результаты опробования и исследования гидродинамическими методами скважин и пластов (табл. 3);

- средние значения гидродинамических параметров, интервалы их изменения, краткий комментарий с обоснованием принятых параметров для дальнейших исследований.

7. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Характеристика коллекторских свойств, определенная различными методами, и сводная геолого-физическая характеристика пластов приводятся в таблице 10.