Вопросы по геологии

     Формирование  Тимано-Печорского ТПК - важная задача комплексного хозяйственного освоения природных ресурсов Европейского Севера. Перспективы дальнейшего развития Тимано-Печорского ТПК, его масштабы и структура хозяйства определяются в значительной мере величиной природных ресурсов, их ролью в экономике страны. Ведущее место по- прежнему будут занимать отрасли топливной промышленности: угольная, нефтяная, газовая, а также лесная и деревообрабатывающая промышленность. 

Рисунок 2 - Центры нефтедобычи Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции 

     Рисунок 2 демонстрирует результат оконтуривания  ЦНД Тимано-Печорской провинции  в целом. Показаны все участвующие  в моделировании объекты и  ЦНД - 13 действующих и 1 перспективный центр Приразломного месторождения. Цветовая палитра контуров ЦНД соответствует виду транспорта отгрузки нефти с пункта товарного учета – морскому, трубопроводному и железнодорожному. На побережье Печорского моря действуют морские центры – Варандейский и Колгуевский, На крупные узлы Усу и Ухту Северных магистральных трубопроводов ориентированы развитые центры Харьяго-Усинский, Хасырейский, Тэбукский. Между Усой и Ухтой вдоль трассы магистрального нефтепровода и Северной железной дороги располагаются центры Леккерско-Лемьюской группы и недавно сформировавшийся железнодорожный центр Лузского месторождения. Войвожский и Ярегский центры поставляют сырье на НПЗ Ухтанефтепереработка. Задачи стратегического планирования развития нефтяного комплекса, которые решаются путем моделирования ЦНД, весьма разнообразны. Остановимся на тех, которые могут быть осуществлены по результатам пространственного анализа объектов средствами геоинформационных систем. Выделение ЦНД позволяет моделировать качество смеси нефти, поступающей с различных месторождений на единый пункт сдачи и решать задачи управления качеством. Рассчитывая плотность и содержание серы смеси в зависимости от «вклада» каждого месторождения, мы можем оценить по качеству тот региональный сорт нефти, который формируется в пределах ЦНД. В этом регионе пространственное освоение ресурсов, сопровождавшееся строительством транспортной инфраструктуры, в течение более чем 30 лет шло с учетом не только поддержания уровня добычи, но и поддержания качества сырья, поставляемого на обособленные морские и являющиеся конечными пунктами подводных нефтепроводов береговые терминалы. В пределах Тимано-Печорской провинции в целях поддержания качества сырья также происходит обособление ЦНД. Упоминавшийся центр Лузского месторождения выделился из трубопроводного в железнодорожный с использованием альтернативного трубопроводному вида транспорта, так как качество нефти месторождения значительно превышает те же характеристики смеси Лемьюского ЦНД, в состав которого оно входило ранее.

5. Особенности разведки  газовых и газоконденсатных  месторождений

     Разведочные организации, независимо от ведомственной подчиненности, при разведке газовых и газоконденсатных месторождении должны обеспечить щенку запасов газа и конденсата со степенью достоверности, достаточной для передачи их в разработку или опытно-промышленную эксплуатацию, в соответствии с действующими положениями, на момент производства разведочных работ и получить другие исходные данные, необходимые для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки месторождений при наиболее оптимальных экономических показателях.

     Подсчет запасов газа и конденсата газовых  и газоконденсатных месторождений производится объемным методом или по падению давления по данным опытно-промышленной эксплуатации.

     Степень разведанности газовых и газоконденсатных месторождений, подлежащих промышленному освоению и опытно-промышленной эксплуатации, должна удовлетворять необходимому соотношению категорий запасов газа и конденсата, предусмотренному действующими инструкциями и положениями на момент подсчета запасов.

     При разведке газовых и газоконденсатных месторождений (залежей) и подготовке их к разработке должно быть обеспечено получение следующих данных:

а) доказано наличие или отсутствие нефтяной оторочки промышленного значения;

б) проведены  полноценные опробования и исследования по нескольким скважинам с целью получения остовных параметров залежи;

в) определены основные параметры коллекторов, достаточно полно характеризующие продуктивные горизонты как по разрезу, так и по площади;

г) определено положение контактов газовых и газонефтяных залежей;

д) определены характерные структурные и геометрические особенности строения залежи.

     При разведке газовых и газоконденсатных месторождений необходимым условием является максимальное сокращение сроков разведки, получение необходимых  показателей для подготовки месторождений  к опытно-промышленной эксплуатации и последующей передачи их в разработку, что должно обеспечиваться

а) совмещением  этапов разведки и проектирования разработки; это достигается тем, что после  получения промышленных притоков газа в поисковых скважина: заложение  разведочных скважин производится по проекту разведки или до разведки с учетом вероятного расположения будущих эксплуатационных скважин;

б) выбором  конструкции скважин, отвечающей требованиям их эксплуатации;

в) выделением этапов разведки многопластовых месторождений  с учетом их разработки;

г) определением газо-водяного контакта расчетным путем;

д) осуществлением бурения скважин для доказательства отсутствия нефтяных оторочек промышленного значения;

е) применением  наиболее рациональных комплексов промысловых  и геолого-геофизических исследований скважин, обеспечивающих получение  необходимых пара метров для проектирования опытно-промышленной эксплуатации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

     По  разведочным скважинам производится:

а) изучение литолого-стратиграфического разреза;

б) выявление  в разрезе продуктивных горизонтов;

в) определение  основных характеристик продуктивных горизонтов: мощности, физических свойств  коллекторов — пористости, проницаемости, связанной воды, нефти и др. —  по промыслово-геофизическим, лабораторным и гидродинамическим исследованиям;

г) изучение покрышек;

д) определение начального положения газо-водяного и газо-нефтяного (в нефтегазовых залежах) контактов;

е) определение  продуктивности скважин.

     С целью изучения данных для подсчетов  запасов газа и проектирования разработки месторождения необходим в намеченных проектом разведки скважинах сплошной или выборочный отбор керна из продуктивных горизонтов с таким  расчетом, чтобы практически выносимым  керном была обеспечена достаточно полная характеристика физических свойств  продуктивных пластов и вмещающих  их отложений.

     Во  всех разведочных скважинах проводится полный комплекс промысловых геофизических  исследований, включая определение  кривизны и азимута ствола скважин. Проходка без каротажа, замера кривизны и азимута не должна превышать 200 м.

     Объем и виды геолого-промысловых исследований при бурении разведочных скважин  устанавливаются геолого-техническим  нарядом, утвержденным в соответствии с проектами разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения.

     Во  всех случаях после цементажа колонны обязательно определять высоту подъема цемента за колонной, а также качество цементажа цементомером или другими методами.

     На  каждой разведочной площади необходимо определить геотермический градиент в  специально подготовленных для этого скважинах.

     В случае получения притока воды вместе с газом необходимо определить место  притока специальными исследованиями при помощи электротермометра, резистивиметра или другими методами.

     На  скважинах, давших газ, проводится:

а) замер  статического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение пластового давления (как правило, глубинными манометрами и в исключительных случаях расчетом);

б) определение  дебита газа и конденсата минимум  на 5—7 режимах работы скважины;

в) замер  динамического давления на устье (образцовыми манометрами) и определение забойного давления (глубинными манометрами или расчетом) при различных режимах работы скважины;

г) снятие кривых стабилизации давления и кривой нарастания давления;

д) замер температуры на забое и по стволу скважины при различных дебитах газа;

е) определение  количества состава выносимой воды и твердых примесей при различных  дебитах газа;

ж) отбор  проб газа и конденсата для определения  их химического состава, изучения условий  выпадения конденсата, а также  определения наличия коррозионных компонентов (сероводорода, углекислоты  — в газе, органических кислот —  в жидкой фазе);

з) при необходимости работы по увеличению дебита скважины (интенсификация).

     На  скважинах, давших воду (законтурных  и внутриконтурных), производится:

а) откачка  воды до постоянства химического состава;

б) замеры пластового давления (глубинными мало- метрами), статического уровня, снятие индикаторной кривой и кривых восстановления давления;

в) отбор  глубинных проб воды для химического анализа и определения количества и состава растворенного газа.

     На  скважинах с признаками нефти или давших нефть проводится комплекс исследований, предусмотренный правилами разработки нефтяных месторождений.

     Планы и сроки проведения исследований (опытная эксплуатация) по разведочным скважинам согласовывается с территориальными органами госгортехнадзора. 

     6. Анализ состояния  разработки залежей  нефти и газа

     Под регулированием разработки нефтяных месторождений  понимают целенаправленное поддержание  и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью  достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки. Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа.

     По  мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого  проектного документа выполняют  анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов. Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений.

     В результате анализа должны быть вскрыты  главные тенденции развития явлений  в залежи, причины сформировавшегося  течения процесса и обоснованы методы его регулирования.

     Важная  часть анализа — сопоставление  фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего  анализа, выяснение причин изменения  каждого показателя, выявление взаимосвязи  и влияния основных факторов.

     Круг  задач анализа определяется в  основном режимом работы пласта и  стадией процесса разработки.

     При водонапорном режиме анализ процесса разработки может включать следующие анализы:

     Анализ  геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

     Анализ  технологических показателей разработки (по месторождению, отдельным объектам и участкам): а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих  и накопленных отборов с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распределения добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивности их разработки); б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, характерных участков месторождения по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки); в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции; изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды); г) состояния выработки запасов нефти (определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).