КАКИЕ МЕТОДЫ ЯВЛЯЮТСЯ ОСНОВНЫМИ, РАЦИОНАЛЬНЫМИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ ТЕРРИТОРИИ НА НЕФТЬ И ГАЗ?

При изучении перспективности проводятся исследования и анализ геологических, геофизических, геохимических и других материалов, способствующих выявлению в земной коре впадин, выполненных осадочными породами: проводятся профили сейсморазведки, ГСЗ, бурение сверхглубоких, опорных и параметрических скважин, анализируются геофизические поля, дистанционные материалы, определяется геотектоническая позиция и тип бассейна, намечаются основные структурные элементы по поверхности фундамента, осадочному чехлу, анализируются этапы опускания и формирования мощных осадочных комплексов и очагов нефтегазогенерации.

Особое значение имеют геофизические работы, такие как аэромагниторазведка, региональные гравиразведка, электроразведка и сейсмические профили. Они призваны решать следующие задачи: 1) выяснение глубин залегания и структурных особенностей фундамента, установление связи структурных форм фундамента и осадочного чехла; 2) определение общей мощности и строения осадочного чехла с выделением структурных этажей; 3) изучение крупных структурных элементов, зон крупных нарушений, распространение крупных литолого-стратиграфических комплексов.

В дальнейшем изучаются и коррелируются разрезы, проводятся реконструкции седиментационных обстановок, историко-геологический, палеотектонический и палеогеографический анализы, структурно-геоморфологические, геохимические и другие исследования, что позволяет выделить в разрезе и проследить по площади бассейна распространение перспективных отложений и комплексов, наметить очаги нефтегазогенерации и зоны нефтегазонакопления.

7.НЕСТАЦИОНАРНЫЙ РЕЖИМ ФИЛЬТРАЦИИ

Для процессов, происходящих в нефтегазовых пластах при разработке, характерно наличие периодов изменения параметров течения во времени (пуск и остановка скважины, проведение работ по интенсификации притока). Такие процессы называют неустановившимися (нестационарными), а сами модели течения – нестационарными.

На этом режиме проводиться запись восстановления забойного давления до пластового. Определяются гидродинамические параметры, для удалённой зоны пласта и определяеться скин-фактор.

Неустановившийся - давление и/или дебит изменяются во времени, т.е. случай, когда перераспределение давления еще не достигло границ пласта и/или пока не проявляется влияние соседних скважин:

8.КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Нефтяные и газовые скважины представляют собой капительные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. С их помощью добывают нефть, нагнетают в пласты различные агенты, ведут контроль за разработкой месторождений и т.п. Незакреплённый ствол не всегда обеспечивает проведение этих операций. Поэтому возникает необходимость крепить ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды. С этой целью в скважину опускают обсадные трубы определённого назначения:

- направление – самая большая обсадная колонна, предназначенная для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5 до 40 м;

- кондуктор – изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 м.

- техническая колонна – служин для перекрытия пластов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.); с перекрытием кондуктора на 50 метров, на глубину 1200 м;

- эксплуатационная колонна – необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду сложности её назначения большое внимание уделяется прочности и герметичности колонны; с перекрытием технической колонны на 100 м.

10.СТАЦИОНАРНЫЙ РЕЖИМ ФИЛЬТРАЦИИ

Установившийся - распределение давления и дебита постоянно во времени. Данный тип притока возможен только при поддержке постоянного давления на границе пласта, т.е. при наличии большой газовой шапки, активной законтурной области или в случае проведения мероприятий по поддержанию пластового давления:

Определяется коэффициент продуктивности, коэффициент пьезопроводности и гидропроводности.

Неустановившийся - давление и/или дебит изменяются во времени, т.е. случай, когда перераспределение давления еще не достигло границ пласта и/или пока не проявляется влияние соседних скважин (рис. 1.8.1):

Псевдоустановившийся - профиль давления постоянен во времени. Давление на границе снижается. Данный режим притока характерен для изолированных пластов с непроницаемыми границами (рис. 1.8.2):

ГДИС почти всегда выполняются на неустановившемся режиме притока, даже если и начинает проявляться влияние границ пласта.

Этапы снижения давления при вводе скважины в эксплуатацию (рис. 1.8.3):

Переходный - давление на границе не влияет на распределение забойного давления.

Послепереходный - границы начинает влиять на распределение давления. Например, в условиях когда скважина работает в пласте нерегулярной формы (границы несимметричны).

Псевдоустановившийся - профиль давления не изменяется с течением времени.