ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Нафтові поклади в неоднорідних пластах

У процесі відкладання теригенних осадових товщ діє вели ка кількість факторів, які приводять до утворення неоднорідності пластів колекторів як по площі, так і по вертикальному розрізу. Це істотно впли ває на те, що нафто- або газонасиченість таких колекторів відрізняється ві ділянки до ділянки за площею або за товщиною пласта-колектору. Крім то го, пласт-колектор на одній ділянці площі може бути монолітним, на інші може поділятися на декілька прошарків, а потім знову з'єднуватися тощо. Неоднорідність продуктивних пластів вивчають за допомогою фаціаль них карт, геологічних профілів і особливо кореляційних схем, які будуют за даними відібраного керна і геофізичних досліджень у свердловинах. Літо логічну неоднорідність теригенних колекторів оцінюють за коефіцієнтої розшарування єдиного продуктивного пласта, коефіцієнтом літологічног зв'язку пісковиків і коефіцієнтом піщанистості колекторів.


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


Методи геофізичних досліджень у свердловинах не завжди дають змогу однозначно оцінити колекторні властивості пластів. Особливо це стосуєть­ся піщано-глинистих товщ теригенних розрізів. У результаті загальна оцін­ка колекторних властивостей пласта є заниженою.

Отже, під час розбурювання продуктивного пласта в початковий період, а іноді в процесі вже розвідувального буріння геолог має дуже приблизні уявлення про колекторні властивості пласта, що може бути причиною суттє­вих недоліків прийнятої системи розташування видобувних свердловин для розробки цього пласта, а саме визначення відстані між свердловинами.

Згідно із світовою практикою оцінки колекторних властивостей продук­тивних пластів теригенного походження, у міру згущення сітки розташу­вання видобувних свердловин (а також розвідувальних, які бурять у проце­сі дорозвідки родовищ нафти і газу) уявлення про колекторні властивості того чи іншого пласта та їх розподіл у просторі змінюються. Дуже часто ділянки пласта, які вважали слабопроникними, під час додаткового бурін­ня свердловин характеризувалися достатньо добрими колекторними влас­тивостями і нафтогазонасиченістю. І навпаки, ділянки продуктивного пла­ста, які передбачались як добре проникні за даними побудови карт порис­тості і проникності методом лінійної інтерполяції, виявлялись слабопроник­ними, а іноді в їх межах колектор був заміщений майже на 100 % глинис­тим матеріалом і характеризувався як практично непроникний зі слабкою нафтогазонасиченістю. Це пов'язано з тим, що, як правило, закономірності зміни колекторних властивостей по площі не підлягають закономірності, на якій грунтується метод лінійної інтерполяції побудови карт. Досвід по­казує, що будувати карти пористості і проникності пластів доцільно лише за малих відстаней між свердловинами (50—100 м), в яких була отримана інформація про ці параметри. За великих відстаней між свердловинами на картах у точках свердловин доцільно наводити значення пористості та про­никності.

Можна дійти висновку, що геологічною особливістю розробки наф­тогазових покладів у неоднорідних пластах є те, що відстані між видобув­ними свердловинами слід встановлювати переважно невеликими. Дуже доцільно звертати на це увагу ще під час розвідувального буріння сверд­ловин для одержання детальної інформації про зміну пористості і про­никності пласта-колектору на площі, оскільки надмірне згущення сітки видобувних свердловин уже в період розробки може зумовити значне під­вищення собівартості 1 т нафти при видобутку і неефективність розробки нафтогазового покладу. Тому неоднорідні пласти розбурюють спершу за сіткою звичайного розташування видобувних свердловин по площі із се­редніми відстанями між свердловинами. У міру видобутку нафти або газу на таких пластах сітку розташування видобувних свердловин можна згу­щувати.

Отже, загальним принципом розробки нафтогазових покладів у неод­норідних пластах на її кінцевому етапі є застосування густої сітки розташу­вання видобувних свердловин, щоб не були пропущені ділянки, де колек­тор має значну нафтогазонасиченість.


Поклади нафти

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти