Механизмы вытеснения нефти из пласта.

Нефтеотдача при вытеснении нефти водой определяется взаимодействием гидродинамических и капиллярных сил. Отбор жидкости из добывающих скважин приводит к тому, что давление в нефтенасыщенной части пласта становится ниже, чем в водоносной. Под действием разницы давлений контурная или внедряется в нефтенасыщенные поры пласта и вытесняет из них нефть в сторону добывающих скважин. По мере дальнейшего отбора нефти вода продвигается к центру залежи, охватывая все большие и большие объемы пласта, происходит стягивание контура нефтеносности. Вследствие действия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытеснение нефти водой не носит поршневого характера. Вода постепенно замещает нефть в пласте и поэтому в нем формируются несколько зон с различной насыщенностью порового пространства (рис. 4.2). Рис. 4.2. Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой. sсв - насыщенность связанной водой; sф - водонасыщенность на условном контуре вытеснения; sк - водонасыщенность на начальном контуре нефтеносности В зоне I, еще не охваченной заводнением, сохраняется начальная насыщенность коллектора. Часть порового пространства занимает неподвижная связанная вода, а в остальном объеме движется нефть. В зоне П под действием гидродинамических сил происходит замещение основного объема нефти в поровом пространстве на воду. Насыщенность резко возрастает от до насыщенности на фронте вытеснения. В этой зоне из порового пространства может быть вытеснено до 70-80 % нефти. В зоне III насыщенность меняется начительно медленнее. Здесь происходит доотмыв оставшейся нефти и движется в основном вода. Даже при длительной промывке порового пространства водой в нем остается некоторое количество нефти, удерживаемой капиллярными и поверхностными силами Механизм вытеснения нефти газом, находящимся в газовой шапке, во многом сходен с вытеснением нефти водой. Но из-за большого различия в вязкости газа и нефти нефтенасыщенность на фронте вытеснения снижается менее чем на 15 %. При газонасыщенности около 35 % в пласте движется только газ. Поэтому при газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи обычно невысок Однако при высокой проницаемости пласта при большом его наклоне, малых темпах отбора нефти, когда благоприятны условия для гравитационного разделения нефти и газа, конечная нефтеотдача может достигать высоких значении, примерно 50-60 %. При режиме растворенного газа механизм вытеснения нефти из пласта представляется следующим образом. После снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом в пористой среде появляются отдельные пузырьки свободного газа. По мере дальнейшего снижения давления объем, занимаемый в пористой среде газом, увеличивается за счет расширения 'пузырьков и продолжающегося выделения газа из нефти. Свободный газ вытесняет из пористой среды нефть в том объеме, который занимает сам Такой процесс продолжается до тех пор, пока некоторые поровые каналы не окажутся полностью газонасыщенными. С этого момента эффективность вытеснения нефти газом быстро снижается. Газ, обладающий малой вязкостью и, соответственно, большой подвижностью в пористой среде, опережая нефть, движется к скважинам в сторону пониженного давления не совершая работы по вытеснению нефти. Неэффективное расходование энергии растворенного газа и объясняет низкие значения коэффициента нефтеотдачи при режиме растворенного газа.

 

69. Рассказать принцип сейсмической съемки, что получают в лабораторных условиях по результатам съемки. Исходные данных для составления проектных документов на бурение структуры Как располагают первые скважины.

 

Сейсмическая разведка (сейсморазведка) – это геофизический метод исследования строения земной коры, основанный на изучении распространения упругих волн, возбужденных искусственно с помощью взрывов или ударов. Горные породы различаются по упругим свойствам и поэтому в них скорости распространения упругих волн различны. На границах слоев, где скорости меняются, могут образоваться отраженные, преломленные, рефрагированные, дифрагированные и другие волны, регистрируя которые на земной поверхности, можно получить информацию о скоростном разрезе, а по нему судить о геологическом строении.

В сейсморазведке различают два основных метода: метод отраженных волн (МОВ) и метод преломленных волн (МПВ).

Методы сейсморазведки различаются по типу используемых полезных волн, по стадии геологоразведочного процесса, по решаемым задачам, по способу получения данных, по размерности, по типу источника колебаний и частоте колебаний целевых волн.

По типу используемых волн выделяются:

Метод отраженных волн (МОВ)

Основан на выделении волн, однократно-отраженных от целевой геологической границы. Наиболее востребованный метод сейсморазведки[3], позволяющий изучать геологический разрез с детальностью до 0,5 % от глубины залегания границы.Используется в сочетании с методикой многократных перекрытий, в которой для каждой точки границы регистрируется большое количество сейсмических трасс. Избыточная информация суммируется по признаку общей средней или глубинной точки (ОСТ или ОГТ). Метод общей глубинной точки значительно расширяет возможности МОВ и применяется в большинстве сейсморазведочных работ.

Метод преломленных волн (МПВ)

Ориентирован на преломленные волны, которые образуются при падении волны на границу двух пластов под определенным углом. При этом образуется скользящая волна, распространяющая со скоростью нижележащего пласта. МПВ используется только для решения специальных задач из-за существенных ограничений метода.

 

В основе сейсмических методов лежит возбуждение упругих волн при помощи технического устройства комплекса устройств — источника. Источник создаёт в толще горных пород избыточное давление, которое компенсируется средой в течение некоторого времени. В процессе компенсации связанные частицы пород совершают периодические колебания, передаваемые в глубь земли упругими волнами. Важнейшим свойством волны является её скорость, зависящая от литологического состава, состояния горных пород (трещиноватости, выветрелости и т. д.), возраста, глубины залегания.

Распространяясь в объёме горных пород, упругие волны попадают на границы слоёв с различными упругими свойствами, изменяют направление, углы лучей и амплитуду, образуются новые волны. На пути следования волн размещаются пункты приёма, где при помощи сейсмоприемников принимаются колебания частиц и преобразуются в электрический сигнал.

Пункты приёма, применяемые для регистрации волн от одного пункта возбуждения(источника) образуют расстановку. В зависимости от размерности сейсморазведки расстановки имеют форму прямой линии (2D сейсморазведка) или блока параллельных приёмных линий (3D сейсморазведка). Графики записанных колебаний (трассы) группируются в сейсмограммы и анализируются для нахождения свойств волн.

Из полученных сейсмограмм извлекается геолого-геофизическая информация о сейсмогеологических границах. Наиболее эффективна сейсморазведка при изучении осадочного чехла древних платформ, поскольку его горизонтально-слоистое строение наиболее просто находится по сейсмическим данным. С увеличением наклона целевых геологических границ надежность получаемой сейсморазведкой информации падает.

 

Получаемые в процессе полевых работ сейсмограммы содержат значительную долю нежелательных волн-помех и мешающих колебаний, а полезные волны неудобны для интерпретации. Поэтому первичные сейсмограммы обрабатываются с использованием самой современной компьютерной техники. В результате выполнения процедур обработки сейсмограммы преобразуются во временной или глубинный разрез — материал для геологического толкования. По известным признакам на полученных разрезах выделяются аномальные участки, с которыми связываются скопления полезных ископаемых.

 

70. В чем заключается различие в расположении разведочных скважин на газовых месторождениях по сравнению с нефтяными. Основное свойство газа, что отличает разработку газовых месторождений от нефтяных.

 

Особенности разработки газовых месторождений газовых месторождений обусловлены отличием физических свойств газа от соответствующих свойств нефти: намного меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.

Добытую нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкостях, расположенных в районах добычи нефти, на трассах нефтепроводов и непосредственно на заводах. Извлеченный на поверхность газ следует немедленно направлять в магистральный газопровод или местным потребителям.

Следовательно, в большинстве случаев основная особенность разработки крупных газовых месторождений заключается в неразрывной связи всех элементов в системе пласт — скважина — газосборные сети на промысле — магистральный газопровод — потребители.

Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок раз­работки, число скважин и схему их размещения на площади.

Существенное влияние на выбор числа скважин для каждого конкретного газового месторождения оказывает диаметр скважин. Чем больше ее диаметр, тем больше может быть дебит, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Рост дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа. Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и замедлению бурения, большой затрате металла. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений очень важно выбрать наиболее оптимальный диаметр скважин. Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залегания залежи газа. В случае полосообразной залежи скважины располагают в виде одной, двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси залежи, при круговой залежи — кольцевыми батареями или же равномерно по всей площади залежи.

Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше коэффициента нефтеотдачи. В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с поверхностью пористой среды, обладает незначительной вязкостью (в 100 раз и более меньшей, чем вязкость легких нефтей).

Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может теоретически достигать высоких значений — 90 — 95 % и более. Например, Бенгойское месторождение в Чечне по состоянию на 2000 г. выработано на 98 %. Однако следует учитывать, что на газоотдачу влияет множество факторов и ее величина практически бывает ниже указанных значений.

Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи — остаточное давление в залежи на конечной стадии ее разработки. Естественно, что наибольшая газоотдача газовых пластов может быть достигнута при снижении пластового давления до возможно минимального значения, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях дебиты скважин становятся крайне низки­ми вследствие небольших перепадов давления (рил - рзаб). Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, раз­работку газовой залежи практически прекращают при давле­нии на устьях скважин, больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7 —0,8.

 

 

 

71. Рассказать в чем заключаются геохимические методы. Газовый метод. Микробиологический метод.

 

Прогноз нефтегазоносности ловушек - главная первоначальная задача - с появлением газового каротажа дополнился задачей оценки продуктивности отдельных интервалов разрезов.

В настоящее время выделяют следующие геохимические методы поисков нефти и газа:

- газогеохимический (газовый),

- битуминологический,

- гидрогеохимический,

- литогеохимический,

- биогеохимический.

Каждый из названных методов характеризуется определенным набором используемых информационных показателей и применяется на соответствующих стадиях поисков. Общий экономический эффект от рекомендаций по результатам применения геохимических методов за последнее время значительно превышает расходы на проведение этих работ.

Газовый метод - основной в комплексе поисковых геохимических исследований, включающий газовую, газокерновую, водногазовую, снежногазовую, атмогеохимическую съемки и газовый каротаж. Газогеохимический метод может применяться в сочетании с другими геохимическими (а также геофизическими) методами на всех стадиях поисковых работ. Комплексирование методов с учетом различных природных условий показало наибольшую эффективность.

В последние годы получили развитие и геохимические методы поисков морских месторождений нефти и газа, имеющие существенную специфику. Важность этого направления совершенно ясна.

Таким образом, в настоящее время мы располагаем большим арсеналом геохимических поисковых методов, которые, несмотря на ряд теоретических и технических пробелов, достаточно зарекомендовали себя на практике.

Очень важно, что геохимические методы могут сыграть особенно существенную роль при поисках (иногда даже и при разведке) залежей УВ в неантиклинальных ловушках, значение которых со временем все более возрастает (становится даже превалирующим).

Значение геохимического каротажа в случае неэффективности геофизических скважинных исследований получило практически всеобщее признание.

Несмотря на все это, геохимические методы крайне ограниченно используются при поисках нефти и газа. Особенно слабо применяются перспективные гидро-, био-, атмогеохимические и некоторые другие методы. Практически отсутствует комплексирование геохимических исследований с геофизическими работами, хотя необходимость его, в том числе комплексной интерпретации результатов, признается всеми.

Важное значение для совершенствования и повышения эффективности геохимических исследований при поисках нефти и газа имеет ликвидация острого дефицита квалифицированных специаяистов-геохимиков.

Пока еще не создан комплекс технических средств, обеспечивающих все звенья геохимических работ. В качестве одной из важнейших задач стоят разработка и внедрение технических средств и технологий, позволяющих с высокой эффективностью вести геохимические работы, так как до сих пор с конструированием и изготовлением уже созданной геохимической техники дело обстоит крайне плохо.

Совершенно очевидно, что необходима специальная организация (фирма), которая должна сосредоточить основные работы по развитию и широкому практическому применению геохимических методов при поисках и разведке залежей нефти и газа.

Необходимо также повысить материальную заинтересованность работников поисково-разведочных организаций (рабочих, бурильщиков, инженерно-технического персонала и руководства) в сокращении объема дорогостоящего бурения за счет повышения эффективности прогнозирования нефтегазоносности недр.

 

Геохимические методы – это методы обнаружения скоплений нефти и газа без бурения скважин. Как известно, нефтяные и газовые скопления залегают, в основном, на глубинах свыше 500-800 м. На поверхности Земли они могут обнаруживать себя в виде газовых эманаций, проникающих через толщи вышележащих пород, и естественных источников нефти, просачивающейся по зонам трещин и разломов.

Геохимическая Съемка - составление геохимических карт на основе геохимического опробования территории по определенной системе; густота отбора проб при геохимической съемке зависит от ее детальности (заданного масштаба)

Геологические методы прямых поисков. Выделение метана в виде пузырьков и струй в наземных водоемах (реки, озера) или в виде грязе-газо-водяных выбросов и вулканов являются прямыми показателями газоносности недр. Пленки и струи нефти на поверхности воды водных бассейнов, большие и малые нефтяные лужи и озера в понижении рельефа, высачивание нефти в виде источников на склонах гор и речных долин, а также выходы нефтеносных горных пород (известняков, песчаников), битумов и асфальтов на дневной поверхности являются прямыми признаками нефтеносности недр на данной территории. Все эти газо- нефтепроявления на поверхности воды и земли выявляются и изучаются в процессе геологической съемки наземными геологическими наблюдениями.

К числу методов прямых поисков нефти и газа относятся также специальные геохимические и геофизические методы поисков с отбором проб из горных пород, подземных вод.

К геохимическим методам прямых поисков нефти и газа относится, в частности, газовая съемка. При этом производится отбор пробы воздуха, находящегося в грунтах непосредственно под земной поверхностью. Для отбора проб предварительно проходятся неглубокие скважины (1-2 м.) или закопушки, шурфы по определенной сетке. Отобранный воздух анализируется в химической лаборатории. Наличие в нем метана и других углеводородов в аномальных количествах является основанием для предположения о наличии в недрах исследуемой территории месторождений нефти и газа.

В условиях Западной Сибири с целью поисков месторождений нефти и газа используется метод геохимической съемки с отбором проб из снежного покрова. Современные методы химического анализа позволяют выявлять в этих пробах углеводороды высокооктанового ряда, миграция которых происходит из глубины по микротрещинам и порам горных пород (А.В.Рыльков, В.А.Гущин и др., 1996). Результаты съемки увязываются с данными сейсморазведки района исследований и используются для прогноза залежей углеводородов.

К геофизическим методам прямых поисков относятся высокоточные магнитометрические, гравиметрические, электроразведочные, сейсмические и другие методы. Все они основаны на использовании аномальных физических свойств нефтегазоносных скоплений по сравнению содержа свойствами окружающих их водонасыщенных толщ (горных пород). Нефти и газа не магниты, не проводят электрический ток, обладают весьма низкой плотностью и вязкостью. Однако аномалии, вызываемые залежами нефти и газа даже крупных размеров, незначительные и в большинстве случаев не обнаруживаются современными геофизическими приборами. Работы по усовершенствованию прямых методов поиска нефти и газа продолжаются.