Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
геолого-разведочные организации сократили объем геофизических ра-
бот и поисково-разведочного бурения. Это привело к снижению числа
вновь открытых месторождений. Так, если в 1986 – 90 гг. запасы нефти
во вновь открытых месторождениях составляли 10,8 млн т, то в 1991 –
95 гг. – лишь 3,8 млн т.
< lj_lvbo , \_ebdZ h[\h^g_gghklv ^h[u\Z_fhc g_nlb. Это озна-
чает, что при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости
самой нефти добывается все меньше.
< q_l\_jluo , kdZau\Zxlky ba^_j‘db i_j_kljhcdb. В результате
ломки старого хозяйственного механизма жесткое централизованное
управление отраслью было ликвидировано, а новое – еще только созда-
ется. Возникший дисбаланс цен на нефть, с одной стороны, и на обору-
дование и материалы, с другой – затруднил техническое оснащение
промыслов. А ведь это необходимо именно сейчас, когда большинство
оборудования отработало свой срок, а многие месторождения требуют
перехода с фонтанного способа добычи на насосный.
GZdhg_p, kdZau\Zxlky fgh]hqbke_ggu_ ijhkq_lu , ^hims_g -
gu_ \ ijhreu_ ]h^u. Так, в 70-е годы считалось, что запасы нефти в
нашей стране неисчерпаемы. В соответствии с этим ставка делалась не
на развитие собственных видов промышленного производства, а на
покупку готовых промышленных товаров за рубежом на валюту, полу-
чаемую от продажи нефти. Огромные средства ушли на поддержание
видимости благополучия в советском обществе. Нефтяная же промыш-
ленность финансировалась по минимуму.
На сахалинском шельфе еще в 70 – 80-х гг. были открыты крупные
месторождения, которые до сего времени не введены в эксплуатацию.
Между тем им гарантирован огромный рынок сбыта в странах Азиат-
ско-Тихоокеанского региона.
Каковы же дальнейшие перспективы развития отечественной неф-
тяной промышленности?
Однозначной оценки запасов нефти в России нет. Эксперты назы-
вают цифры объема извлекаемых запасов от 7 до 27 млрд т, что состав-
ляет от 5 до 20 % мировых. Распределение запасов нефти по террито-
рии России таково: Западная Сибирь – 72,2 %; Урало-Поволжье – 15,2
%; Тимано-Печорская провинция – 7,2 %; Республика Саха (Якутия),
Красноярский край, Иркутская область, шельф Охотского моря – 3,5 %.
В 1992 г. началась структурная перестройка нефтяной промышлен-
ности России: по примеру западных стран стали создавать вертикально
интегрированные нефтяные компании, контролирующие добычу и пе-
реработку нефти, а также распределение получаемых из нее нефтепро-
дуктов.
13
1.2. P_eb b aZ^Zqb g_nl_]Zahijhfukeh\hc ]_heh]bb
В течение длительного времени естественные выходы нефти и газа
полностью удовлетворяли потребности человечества. Развитие хозяйст-
венной деятельности человека требовало все больше источников энер-
гии. Стремясь увеличить количество потребляемой нефти, люди стали
рыть колодцы в местах поверхностных нефтепроявлений, а затем бурить
скважины. Сначала их закладывали там, где нефть выходила на поверх-
ность земли. Но количество таких мест ограничено. В конце прошлого
века был разработан новый перспективный способ поиска. Бурение стали
вести на прямой, соединяющей две скважины, уже дающие нефть.
В новых районах поиск месторождений нефти и газа велся практи-
чески вслепую, шарахаясь из стороны в сторону. Любопытные воспо-
минания о закладке скважины оставил английский геолог К. Крэг.
Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие
промыслами и сообща определили ту площадь, в пределах которой
должна быть заложена скважина. С обычной в таких случаях осторож-
ностью никто не решался указать ту точку, где следовало начинать бу-
рение. Тогда один из присутствующих, отличавшийся большой смело-
стью, сказал, указывая на кружившую над ними ворону: «Господа, если
вам все равно, давайте начнем бурить там, где сядет ворона...». Пред-
ложение было принято. Скважина оказалась необыкновенно удачной.
Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов дальше к востоку, то
встретить нефть не было бы никакой надежды... Понятно, что так не
могло долго продолжаться, ведь бурение каждой скважины стоит сотни
тысяч долларов. Поэтому остро встал вопрос о том, где бурить скважи-
ны, чтобы безошибочно находить нефть и газ.
Это требовало объяснить происхождение нефти и газа, дало мощ-
ный толчок развитию геологии – науки о составе, строении Земли, а
также методов поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений.
G_nl_]Zahijhfukeh\Zy ]_heh]by – hljZkev ]_heh]bb , aZgb-
fZxsZyky ^_lZevguf bamq_gb_f f_klhjh‘^_gbc b aZe_‘_c g_nlb
b ]ZaZ \ gZqZevghf (_kl_kl\_gghf ) khklhygbb b \ ijhp_kk_ jZajZ -
[hldb ^ey hij_^_e_gby bo gZjh^gh -ohayckl\_ggh]h agZq_gby b jZ-
pbhgZevgh]h bkihevah\Zgby g_^j . Из этого определения видно, что
нефтегазопромысловая геология подходит к изучению месторождений
и залежей углеводородов (УВ) с двух точек зрения.
<h-i_j\uo , залежи УВ следует рассматривать в статическом со-
стоянии как природные геологические объекты для проектирования
разработки на основе подсчета запасов и оценки продуктивности сква-
жин и пластов /естественные геологические условия.
14
<h-\lhjuo , залежи УВ следует рассматривать в динамическом со-
стоянии, так как в них при вводе в эксплуатацию начинаются процессы
движения нефти, газа и воды к забоям добывающих и от забоев нагне-
тательных скважин. При этом, очевидно, что особенности динамики
объекта характеризуются не только естественными геологическими
свойствам залежи (т.е. свойствами в статическом состоянии), но и ха-
рактеристиками технической системы (т.е. системы разработки). Дру-
гими словами, залежь нефти или газа, введенная в разработку, пред-
ставляет собой неразрывное целое, состоящее уже из двух компонент:
геологической (сама залежь) и технической (техническая система, за-
проектированная для эксплуатации залежи). Это целое назовем геоло-
го-техническим комплексом (ГТК).
Hkh[_gghklv g_nl_]Zahijhfukeh\hc ]_heh]bb , заключающаяся
\ lhf , что hgZ rbjhdh bkihevam_l l_hj_lbq_kdb_ ij_^klZ\e_gby b
nZdlbq_kdb_ ^Zggu_, ihemqZ_fu_ f_lh^Zfb ^jm]bo gZmd, и в своих
выводах и обобщениях очень часто опирается на закономерности, ус-
тановленные в рамках других наук.
P_eb нефтегазопромысловой геологии aZdexqZxlky \ ]_heh]bq_-
kdhf h[hkgh\Zgbb gZb[he__ wnn_dlb\guo kihkh[h\ hj]ZgbaZpbb
^h[uqb g_nlb b ]ZaZ, h[_ki_q_gb_ jZpbhgZevgh]h bkihevah\Zgby b
hojZgu g_^j b hdjm‘Zxs_c kj_^u . Эта основная цель достигается
путем изучения внутренней структуры залежи нефти и газа и законо-
мерностей ее изменения в процессе разработки.
Hkgh\gZy p_ev jZa[b\Z_lky gZ jy^ dhfihg_gl , выступающих в
виде частных целей нефтегазопромысловой геологии, к которым отно-
сятся:
¾ ijhfukeh\h- ]_heh]bq_kdh_ fh^_ebjh\Zgb_ aZe_‘_c ;
¾ ih^kq_l aZiZkh\ нефти, газа и конденсата;
¾ ]_heh]bq_kdh_ h[hkgh\Zgb_ kbkl_fu jZajZ[hldb нефтяных и
газовых месторождений;
¾ ]_heh]bq_kdh_ h[hkgh\Zgb_ f_jhijbylbc по повышению
эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоот-
дачи;
¾ h[hkgh\Zgb_ dhfie_dkZ gZ[ex^_gbc в процессе разведки и
разработки.
Другой вид компонент – khimlkl\mxsb_ p_eb , которые направле-
ны на более эффективное достижение основной цели. К ним относятся:
¾ hojZgZ g_^j нефтяных и газовых месторождений;
¾ ]_heh]bq_kdh_ h[kem‘b\Zgb_ ijhp_kkZ [mj_gby скважин;
¾ kh\_jr_gkl\h\Zgb_ kh[kl\_gghc f_lh^heh]bb b f_lh^bq_ -
kdhc [Zau .
15
AZ^Zqb g_nl_]Zahijhfukeh\hc ]_heh]bb состоят в решении раз-
личных вопросов, связанных с получением информации об объекте
исследований; с поисками закономерностей, объединяющих наблюден-
ные разрозненные факты о строении и функционировании залежи в
единое целое; созданием нормативов, которым должны удовлетворять
результаты наблюдений и исследований; с созданием методов обработ-
ки, обобщения и анализа результатов наблюдений и исследований; с
оценкой эффективности этих методов в различных геологических ус-
ловиях и т. д.
Среди этого множества могут быть выделены aZ^Zqb lj_o lbih\ :
¾ dhgdj_lgh -gZmqgu_ aZ^Zqb нефтегазопромысловой геологии,
направленные на объект познания;
¾ f_lh^bq_kdb_ aZ^Zqb;
¾ f_lh^heh]bq_kdb_ aZ^Zqb.
Все множество конкретно-научных задач можно подразделить на
следующие группы.
1. Bamq_gb_ khklZ\Z b k\hckl\ ]hjguo ihjh^ , слагающих продук-
тивные отложения, как содержащие, так и не содержащие нефть и газ;
изучение состава и свойств нефти, газа и воды, геологических и термо-
динамических условий их залегания. Особое внимание должно уде-
ляться вопросам изменчивости состава, свойств и условий залегания
горных пород и насыщающих их флюидов, а также закономерностям,
которым эта изменчивость подчиняется.
2. AZ^Zqb \u^_e_gby (на основе решения задач первой группы)
естественных геологических тел, определения их формы, размеров,
положения в пространстве и т. п. При этом выделяются слои, пласты,
горизонты, зоны замещения коллекторов и т. д. В общем, эта группа
объединяет задачи, направленные на выявление первичной структуры
залежи или месторождения.
3. AZ^Zqb jZkqe_g_gby естественных геологических тел на услов-
ные с учетом требований и возможностей техники, технологии и эко-
номики нефтегазодобывающей промышленности. Важнейшими здесь
будут задачи установления кондиций и других граничных значений
естественных геологических тел (например, для разделения высо-ко-,
средне- и низкопродуктивных пород).
4. AZ^Zqb, k\yaZggu_ k ihkljh_gb_f deZkkbnbdZpbb =LD ih
fgh‘_kl\m ijbagZdh\, и в первую очередь по типам внутренних
структур залежей и месторождений.
5. AZ^Zqb, k\yaZggu_ k bamq_gb_f oZjZdl_jZ , hkh[_gghkl_c , aZ-
dhghf_jghkl_c \aZbfhk\yab kljmdlmju b nmgdpbb =LD, т.е. влия-
ния строения и свойств залежи на показатели процесса разработки и
16
характеристику структуры и параметров технической компоненты, а
также на показатели эффективности функционирования ГТК в целом
(устойчивость отборов нефти и газа, темпов разработки, себестоимость
продукции, конечная нефтеотдача и др.).
Методические задачи – развитие методического вооружения неф-
тегазопромысловой геологии, т.е. совершенствование старых и созда-
ние новых методов решения конкретно-научных промыслово-геологи-
ческих задач.
Необходимость решения методологических задач возникает в свя-
зи с тем, что от эпохи к эпохе, от периода к периоду менялись нормы
познания, способы организации знания, способы научной работы. В
наше время развитие науки происходит чрезвычайно быстро. В таких
условиях, чтобы не отстать от общих темпов развития науки, необхо-
димо иметь представления о том, на чем основана наука, как строится и
перестраивается научное знание. Именно получение ответов на эти во-
просы и составляет суть методологии. Методология есть способ осоз-
нания устройства науки и методов ее работы. Различают методоло-
гию общенаучную и частнонаучную.
1.3. F_lh^u ihemq_gby ijhfukeh\h -]_heh]bq_kdhc bgnhjfZpbb
Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой
геологии служат исследования разными методами, объединенные об-
щей решаемой задачей.
=_heh]bq_kdh_ gZ[ex^_gb_ ijb [mj_gbb kd\Z‘bg
В процессе бурения скважин, особенно разведочных, должен быть
установлен тщательный геологический контроль за их проходкой.
Геологическое изучение месторождения по данным бурения сква-
жин позволяет установить стратиграфию и тектонику пород, не обна-
жающихся на поверхности, а также их литолого-физическую характе-
ристику: коллекторские свойства продуктивных пластов (грануломет-
рический состав, пористость, проницаемость), изменение их мощности,
условия насыщения нефтью, газом и водой и т. п.
В настоящее время в связи со значительным усовершенствованием
промыслово-геофизических методов исследования скважин для полно-
ценного изучения геологического разреза в скважине и осуществления
надежной корреляции требуется применять комплексно-геологические и
геофизические методы исследования. Ценным является также использо-
вание так называемых косвенных методов (изучение шлама, микрофау-
ны, микроминералов, карбонатности пород и т. д.), позволяющих полу-
чить дополнительные данные о характере проходимых пород.
17
Отбор керна в пределах продуктивных горизонтов для изучения
содержания в них нефти, газа и воды, а также их коллекторских
свойств следует считать обязательным.
В процессе бурения скважин необходимо:
¾ отбирать керн для составления стратиграфической и литологи-
ческой характеристик проходимых пород, изучения коллектор-
ских свойств продуктивных горизонтов и содержания в них
нефти, газа и воды;
¾ изучать разрез скважины в целом путем геофизических мето-
дов и косвенных наблюдений с целью установления страти-
графической последовательности залегания пройденных по-
род, их мощности и фациальной характеристики, а также по-
ложения нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов и
их взаимных соотношений;
¾ определять свойства и качества нефти, газа и воды, обнару-
женных при бурении, а также производительность вскрытых
пластов путем опробования, если для этого имеются техниче-
ские возможности;
¾ изучать особенности бурения скважины путем наблюдения за
появлением признаков нефти, газа и воды, появлением обва-
лов, нарушением циркуляции в связи с уходом глинистого рас-
твора и т. д.
<u[hj bgl_j\ZeZ . Выбор интервала для отбора керна зависит от
поставленных геологических задач.
На новых, еще не изученных месторождениях при бурении первых
скважин рекомендуется производить сплошной отбор керна, применяя
в то же время геофизические, а также косвенные методы исследования
скважин.
На месторождениях, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя
еще подлежит исследованию, в изученном интервале нужно отбирать
керн лишь в контактах свит (а также в зонах наличия маркирующих
прослоев) или же применять каротаж (электрический и радиоактив-
ный), а в неизученном интервале производить сплошной отбор керна и
другие указанные выше исследования.
В эксплуатационных скважинах керн для контроля за проходкой
скважины, как правило, не отбирается, и все наблюдения базируются
на данных каротажа и косвенных исследованиях. В этом случае керн
берут лишь в продуктивном горизонте для его детального изучения, а
также в маркирующих горизонтах и характерных контактах свит на тех
участках расположения скважин, где тектоника и строение залежи тре-
буют уточнения.
18
Помимо указанного выше, скважины могут быть пробурены со
специальными целями: 1) опорные скважины – для изучения геологи-
ческого строения недр; в них обязательно проводится сплошной от-
бор керна; 2) оценочные скважины – для изучения строения продук-
тивных
горизонтов и содержания в них нефти; в этом случае обяза-
тельным является сплошной отбор керна по всей мощности продук-
тивного горизонта.
Bamq_gb_ d_jgZ . Керном называют цилиндрические образцы по-
роды, отбираемые из скважины с помощью колонковых долот и боко-
вых грунтоносов (стреляющих и сверлящих). Они дают прямые сведе-
ния о литологической характеристике пород и стратиграфической при-
надлежности, водо-, нефте- и газонасыщенности, коллекторских
свойств (пористости, проницаемости и др.) и т.п.
Поднятый из скважины керн очищают от промывочной жидкости и
сразу же делают предварительное его описание. Затем керн укладыва-
ют в специальные ящики и сопровождают этикеткой, в которой дается
информация о местоположении скважины, интервале проходки, выносе
керна и краткое литологическое описание породы.
При изучении керна для составления статической модели залежи
необходимо установить:
¾ наличие признаков нефти и газа;
¾ литологическую характеристику пород и их стратиграфиче-
скую принадлежность;
¾ коллекторские свойства пород;
¾ структурные особенности пород и возможные условия их зале-
гания.
Признаки нефти и газа в керне необходимо предварительно изу-
чить на буровой на свежих образцах и поверхностях излома, а затем
более детально в лаборатории.
Литологическую характеристику пород и их стратиграфическую
принадлежность определяют внешним осмотром пород, а также в пет-
рографических и палеонтологических лабораториях.
Коллекторские свойства (насыщенность, пустотность, проницае-
мость, удельная поверхность и т.д.) определяются в лабораториях на
образцах.
Пустотность пород (пористость, трещиноватость, кавернорзность)
определяется различными методами в лабораторных условиях.
Eblheh]bq_kdbc khklZ\ ihjh^u определяют внешним осмотром
ее, причем записывают следующие данные.
1. Для глин – их цвет, слоистость, песчанистость, плотность, вяз-
кость, жирность, карбонатность и т. д.
19
2. Для песков и песчаников – их зернистость, однородность, ока-
танность, состав зерен, отсутствие или наличие цемента и его характе-
ристику, примесь зерен других пород, глинистость, карбонатность и
т.д. Макроскопически зернистость песков определяют визуально и рас-
тиранием породы между пальцами. При растирании тонкозернистых
пород отдельные зерна не чувствуются. При растирании мелкозерни-
стого песка ощущаются отдельные зерна, но глазом они четко не раз-
личаются. В крупнозернистом песке отдельные зерна отчетливо на-
блюдаются невооруженным глазом.
3. Для карбонатных пород – наличие известняков, доломитов, мер-
гелей; содержание их определяют на глаз и по реакции с разбавленной
соляной кислотой, от воздействия которой порода «шипит» вследствие
выделения углекислого газа. Известняк при этой реакции обычно бурно
«вскипает», а доломит лишь слабо «кипит» в порошке.
При переслаивании пород указывают характер прослоев, их мощ-
ность, особенно мощность песчаных прослоев при изучении продук-
тивных горизонтов.
Стратиграфическую характеристику породы устанавливают по на-
личию руководящей фауны или характерным внешним признакам,
присущим тому или иному стратиграфическому горизонту данного
месторождения. Если указанные признаки отсутствуют, то пользуются
результатами определения микрофауны в лаборатории.
Bkke_^h\Zgb_ kd\Z‘bg ]_hnbabq_kdbfb f_lh^Zfb (=BK ) осуще-
ствляется с целью: 1) изучения геологических разрезов скважин; 2)
исследования технического состояния скважин; 3) контроля за измене-
нием характера нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.
Для изучения геологических разрезов скважин используются элек-
трические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические,
механические, геохимические и другие методы, основанные на изуче-
нии физических естественных и искусственных полей различной при-
роды.
Для изучения технического состояния скважин применяются: инк-
линометрия – определение углов и азимутов искривления скважин;
кавернометрия – установление изменений диаметра скважин; цемен-
тометрия – определение по данным термического, радиоактивного и
акустического методов высоты подъема, характера распределения це-
мента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными
породами: выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в
скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.
=b^jh^bgZfbq_kdb_ f_lh^u bkke_^h\Zgby kd\Z‘bg применяют-
ся для определения гидродинамических параметров и продуктивности
20
пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов
скважин с давлением в пластах. Эти связи описываются математиче-
скими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и
некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродина-
мических исследований фактическую зависимость дебитов от перепа-
дов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно
искомых параметров пласта и скважин. Применяют три основных ме-
тода гидродинамических исследований скважин и пластов: 1) изучение
восстановления пластового давления; 2) метод установившихся отбо-
ров жидкости из скважин; 3) определение взаимодействия (интерфе-
ренции) скважин.
1.4. Kj_^kl\Z ihemq_gby bgnhjfZpbb
< wfibjbq_kdb_ kj_^kl\Z нефтегазопромысловой геологии входят
в первую очередь скважины, а затем различные инструменты, приборы и
лабораторные установки. Среди этих средств следует назвать колонко-
вые долота для отбора керна, боковые сверлящие и стреляющие грунто-
носы, пластовые пробоотборники и опробователи пластов, различные
геофизические зонды, инклинометры, глубинные манометры, дебито-
метры и расходомеры, лабораторные установки для определения геоло-
го-геофизических свойств пород и физико-химических свойств флюидов.
FZl_jbZevgh_ fh^_ebjh\Zgb_. Средства для получения косвенной
информации – специально создаваемые в лабораторных условиях искус-
ственные модели пластов и протекающих в них процессов. Например,
модель пласта в виде металлической трубы, заполненной песком, насы-
щенным нефтью, широко применяется для изучения процессов сжигания
нефти методом создания внутрипластового очага горения.
Другой вид моделей – натуральная модель в виде хорошо изучен-
ной залежи или ее участка с протекающими в ней процессами.
Ijh\_^_gb_ ijhba\h^kl\_ggh]h wdki_jbf_glZ \ ijhp_kk_ jZa-
jZ[hldb aZe_‘b . При этом источником необходимой информации слу-
жит сам эксплуатационный объект.
1.5. F_lh^u dhfie_dkgh]h ZgZebaZ b h[h[s_gby
bkoh^ghc bgnhjfZpbb
Арсенал средств и способов моделирования, применяемых в гео-
логии и смежных науках разнообразен. В промысловой геологии обыч-
но используется построение двух типов моделей – статической и дина-
мической.
21
KlZlbq_kdZy fh^_ev отражает все промыслово-геологические
свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разра-
ботки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залега-
ния пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным
характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей
залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-
коллекторов в пластовых условиях.
>bgZfbq_kdZy fh^_ev характеризует промыслово-геологические
особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе
статической модели, но отражает изменения, произошедшие в резуль-
тате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фик-
сируются:
¾ текущие внешние границы залежи;
¾ соответственно границы "промытого" водой или другими аген-
тами объема залежи (при системах разработки с искусствен-
ным воздействием на пласты);
¾ границы участков залежи, не включенных в процесс дрениро-
вания;
¾ фактическая динамика годовых показателей разработки за ис-
текший период;
¾ состояние фонда скважин;
¾ текущие термобарические условия во всех частях залежи;
¾ изменения коллекторских свойств пород.
При статическом моделировании большое место занимает графи-
ческое моделирование, называемое ]_hf_ljbaZpb_c aZe_‘b . В область
графического моделирования входит моделирование формы и внутрен-
него строения залежи. Форма залежи наиболее полно отображается на
картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых
находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а
также при их наличии – положение литологических и дизъюнктивных
границ залежи.
<gmlj_gg__ kljh_gb_ aZe_‘b hljZ‘Zxl iml_f khklZ\e_gby ^_-
lZevguo dhjj_eypbhgguo ko_f , ^_lZevguo ]_heh]bq_kdbo jZaj_ah\
(ijhnbe_c ) jZaebqguo dZjl \ bahebgbyo beb mkeh\guo h[hagZq_-
gbyo .
При динамическом моделировании также широко используют
графическое моделирование – построение карт поверхностей нефти и
внедрившейся в залежь воды, графиков и карт разработки, карт изо-
бар и др.
22