Контрольная работа по "Геологии"

Системный подход означает усиление внимания к организации объекта, к взаимодействию в процессе разработки его частей, которые могут быть выделены при анализе строения объектов и изучении закономерностей происходящей в них фильтрации. Именно в этом суть преодоления ограниченности традиционных подходов, в рамках которых многие свойства остаются необъясненными, особенно такие, которые возникают как  следствие взаимодействия частей, т.е. эмерджентные.

Особенно важную роль играет системный подход при проектировании и анализе разработки, когда появляется необходимость конструирования  определенных систем, требуется предсказание на основании геологических факторов поведения залежи в процессе разработки. Системный подход позволяет комплексно учитывать геологические, технические  и экономические характеристики систем, количественные критерии качества проектирования и функционирования систем. При традиционном подходе  к изучению геологического строения залежи не всегда ясно, что нужно  изучать — некоторые характеристики объекта остаются не изученными, в  то же время могут изучаться свойства залежи, не существенные с позиций  подсчета запасов и разработки. Системный  подход предусматривает осознанное целенаправленное выделение элементов, установление характера их взаимодействия, четкое определение списка свойств  и признаков, подлежащих изучению. Реализуя системный подход, можно сформулировать четкие требования к степени детализации  строения, определять иерархические  уровни с главными промыслово-геологическими особенностями залежей.

Приведенная системная организация  не определяет порядка изучения залежи. Она не предусматривает необходимости  последовательного изучения свойств  от нижнего уровня к верхнему. На практике, напротив, некоторые иерархические свойства верхних уровней могут быть определены до окончания исследований на нижних уровнях.

§ 5. ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ В ЗАЛЕЖАХ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравитационных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий минимальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ниже — вода. Однако молекулярно-поверхностные силы препятствуют гравитационному распределению газа и жидкостей

 в пористой среде.  Это проявляется в том, что  в продуктивных пластах содержится  определенное количество остаточной  воды (см. § 4 главы V), а также в сложном распределении по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения.

Значение капиллярного подъема h определяется уравнением

h = 2o-BHcos9BH/[r!g(pB - рн)], (IV.5)

гДе °в.н — поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; 9ВН — краевой угол смачивания на той же границе; г, - радиус капиллярной трубки; д - ускорение свободного падения; рв и рн — плотность соответственно воды и нефти.

Исходя из (IV.5), можно отметить, что высота капиллярного подъема  увеличивается:

при уменьшении радиуса капилляров;

при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз;

при уменьшении краевого угла смачивания;

при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела  двух фаз.

В результате четкие границы  между газо-, нефте- и водо-насыщенными частями пласта часто не образуются, и имеются так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения.

Толщина переходных зон на контакте нефть — вода в разных залежах меняется от нескольких сантиметров  до десятков метров. Так, в верхнемеловых  залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Брагунском, Малгобек-Вознесен-ском и других месторождениях, где нефтеносность  связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти мала, толщина  переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах нефти, приуроченных к  полимиктовым коллекторам, она достигает 12 — 15 м.

Переходные зоны от нефти  к газу обычно имеют небольшую  толщину.

При опробовании переходной водонефтяной зоны из ее верхней части  должна быть получена чистая нефть, из средней части - нефть с водой  и из нижней - вода.

 Поверхности ВНК, ГНК  и ГВК могут представлять собой  плоскости, горизонтальные или  наклонные, но могут иметь и  более сложную форму, находясь  на отдельных участках залежи  выше или ниже среднего положения.  Форма контакта зависит от  величины напора и направления  движения пластовых вод, неоднородности  продуктивных пластов и других  факторов.

По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуроченным к относительно однородным пластам, поверхности ГВК, ГНК и ВНК  обычно представляют собой горизонтальную плоскость. Поверхность контакта в  пределах залежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок ее в отдельных точках (скважинах) не больше удвоенной средней квадратической погрешности определения. Для глубин залежей до 2000 м эта погрешность  в среднем составляет ± 2,0 м.

При значительном напоре подземных  вод поверхность контакта может  быть наклонена в сторону области  разгрузки. Наклон может достигать 5—10 м и более на крупных залежах  с обширными водонефтяными зонами.

При значительной литологической изменчивости продуктивных пластов  на участках с ухудшенной коллекторской  характеристикой в результате повышенного  действия капиллярных сил ВНК  часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК  приобретает усложненную форму.

Для обоснования положения  ВНК по залежи строят схему (рис. 20) на основе комплексного обобщения имеющихся  данных и опробования разведочными и первоочередными добывающими  скважинами. Для этого подбирают  скважины, дающие информацию о начальном  положении контакта. Обычно это скважины, расположенные в водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) части залежи, а также  в продуктивной и водяной частях пласта в непосредственной близости от контакта. В соответствии с гипсометрическим положением изучаемой части разреза  на схему наносят колонку каждой скважины с указанием на ней интервалов проницаемых пластов. На каждой колонке  помещают информацию для обоснования  положения ВНК: данные промысловой  геофизики и исследования керна  о характере насыщенности пород-коллекторов, интервалы перфорации, дату и результаты опробования перфорированных интервалов (дебит нефти, газа и воды; депрессия  на пласт; положение искусственных  забоев после изоляции опробованных интервалов).

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО  СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

§ 1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Породы коллекторы и неколлекторы. Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии - изучение внутреннего строения залежи нефти или газа. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических  тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров — пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими  свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в  ее пустотном пространстве. Порода-коллектор  может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими  свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически  невозможно, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой геологией, определяется различным размещением  неколлекторов и коллекторов, а  также коллекторов с разными  геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Понятие внутренних геологических  границ и их виды. Выявление внутреннего  строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры  залежи. Важный этап в решении этой задачи — проведение необходимых  внутренних геологических границ. Проведение границ означает разделение пространства залежи на области, в отношении которых  делается допущение, что внутри них  значения признаков известны для  любой точки. В результате пространство становится полноопределенным.

По процедуре выделения  внутренних геологических границ различают  границы естественные и условные.

Естественные границы  фиксируются в скважинах по резкой смене физических свойств пород - это поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, границы зон коллекторов  с разными емкостно-фильтрационными  свойствами, с разным характером насыщения  пород, а также дизъюнктивные, связанные  с разрывными нарушениями, и др.

Условные границы принимаются  по каким-либо косвенным признакам  — по кондиционным свойствам коллекторов, по категорийности запасов, по комплексу  свойств, определяющих технологические  показатели разработки, по зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки, по частям залежей, принадлежащим  разным недропользователям и другим, которые не приурочиваются к каким-либо естественным границам.

Простые и сложные геологические  тела. Часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для  выделения геологического тела достаточно указать его границы.

Геологические тела, внутри которых по выбранному списку свойств  нельзя провести ни одной естественной или условной границы, называют простыми, а тела, внутри которых можно провести хотя бы одну такую границу, — сложными. Тело, среди границ которого имеются  и условные, называется условным геологическим телом. При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его простые и условные тела выступают как элементы системы.

Таким образом, залежь нефти  или газа в природном виде в  целом представляет собой геологическое  тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными, так и условными и произвольными  границами.

§ 2. РАСЧЛЕНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

Расчленение продуктивной части  разреза скважины — это выделение  слоев различного литологическо-го состава, установление последовательности их залегания и в

 конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные, нагнетательные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.

Достоверность расчленения  зависит от степени изученности  геологического разреза, уровня теоретической  разработки геофизических методов  исследования скважин и общей  геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами. Выделению коллекторов по геофизическим  данным способствует наличие характерных  показаний на различных геофизических  кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании  в комплексе геофизических и  геологических исследований. При  этом следует иметь в виду, что  керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении  границ в разрезе залежи. Это связано  с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством  колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно  более крепкие и глинистые  породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного  керна может быть меньше длины  интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам.

Выделение коллекторов в  терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности.

Песчаные и алевролитовые  коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы - про наибольшему отклонению кривой ПС от линии глин, по минимальной  гамма-активности на кривой ГК, по сужению  диаметра скважины на кавернограмме  в результате образования глинистой  корки при бурении скважины. Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно электрическое микрозондирование, нейтронный гамма-каротаж:, гамма-гамма-каротаж: и акустический каротаж:.

Для распознавания глинистых  коллекторов используют следующий  комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гамма-каротажную кривую.

Коллекторы в карбонатном  разрезе (известняки и доломиты) имеют  различные структуры пустотного пространства. Распознавание отдельных  типов по геологическим и геофизическим  материалам весьма сложно.

Петрофизические свойства микрокавернового (“норового”) карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных  песчаных коллекторов. Выделение коллекторов  в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расчленении  разреза теми же методами на плотные  и пустотные породы и в выделении  среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены по данным микрозондирования.

Для выделения в карбонатном  разрезе трещиноватых и кавернозных  пород разработаны специальные  комплексы геофизических исследований и их интерпретации: