- •Иванова м.М., Чоловский и.П., Брагин ю.Н. Нефтегазопромысловая геология
- •Предисловие
- •Раздел первый нефтегазопромысловая геология как наука и ее задачи
- •Глава I
- •§ 1. Нефтегазопромысловая геология
- •§ 2. Основные периоды развития нефтегазопромысловой геологии
- •И смежными науками
- •Глава II
- •§ 1. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- •§ 3. Связь нефтегазопромысловой
- •Геологии с другими
- •Геологическими
- •§ 2. Методы получения промыслово-геологической информации
- •§ 3. Средства получения информации
- •§ 4. Методы комплексного анализа и обобщения исходной информации
- •Глава III
- •§ 1. Понятие системы
- •§ 2. Возможные представления и типы систем в геологии
- •§ 3. Структурные уровни промыслово-геологической системы
- •§ 4. Роль системного подхода при изучении залежей
- •Глава IV
- •§ 1. Залежь, месторождение
- •§ 2. Изучение структуры поверхностей залежи (кровли, подошвы)
- •§ 3. Изучение дизъюнктивных нарушений
- •§ 4. Изучение границ залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов и стратиграфическими несогласиями
- •§ 5. Изучение положения водонефтяных контактов в залежах с подошвенной водой
- •Коллекторы: 1 - предельно нефтенасыщенный, 2 - водонасыщенный; 3 - внк
- •Глава V
- •§ 1. Факторы, определяющие внутреннее строение залежей
- •§ 2. Расчленение продуктивной части разреза скважины
- •§ 3. Емкостные свойства пород-коллекторов
- •§ 4. Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов
- •§ 5. Фильтрационные свойства пород-коллекторов
- •§ 6. Сравнительные характеристики терригенных и карбонатных коллекторов
- •§ 7. Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов
- •Кровля и подошва: 1 – пласта, 2 – прослоя, 3 – коллектор, 4 – неколлектор; а – в – индексы пластов-коллекторов.
- •§ 8. Детальная корреляция разрезов скважин
- •Порода: 1 — коллекторы, 2 — неколлекторы; а—в — индексы пластов
- •Шифр кривых — значения Тпр
- •Глава VI
- •§ 1. Физическое состояние нефти и газа в условиях залежей
- •§ 2. Пластовые нефти
- •§ 3. Пластовые газы, конденсаты, газогидраты
- •§ 4. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •Глава VII энергетическая характеристика залежей нефти и газа
- •§ 1. Начальное пластовое давление
- •§ 2. Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений
- •Р ис. 49. Геолого-геотермический разрез скважины (по в.А. Луткову): а, б, в, г — литолого-стра-тиграфические пачки пород
- •§ 3. Природные режимы залежей нефти и газа
- •Условные обозначения см. На рис. 52
- •Глава VIII
- •§ 1. Понятие "запасы углеводородов"
- •§ 2. Граничные значения свойств нефтегазонасыщенных пород
- •§ 3. Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата
- •Глава IX
- •§ 1. Системы разработки; геологические данные для их проектирования
- •§ 2. Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах и геологические условия их применения
- •Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; 3 — добывающие скважины
- •Доли нефти, %, добывамой за счет внедрения воды и газа
- •§ 3. Традиционный метод заводнения нефтяных пластов в разных геологических условиях
- •§ 4. Нетрадиционные методы разработки нефтяных залежей и геологические условия их применения
- •§ 5. Особенности разработки газовых и газоконденсатных залежей и влияние на нее геологических условий
- •Глава X
- •§ 1. Выделение эксплуатационных объектов
- •§ 2. Геологическое обоснование выбора вида заводнения
- •Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие
- •Условные обозначения см. На рис. 63
- •Условные обозначения см. На рис. 63
- •Зоны с толщиной и коллекторекими свойствами пласта: 1 — высокими, 2 — низкими; остальные условные обозначения см. На рис. 63
- •§ 3. Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта
- •— Дизъюнктивное нарушение; контуры нефтеносности:
- •— Внешний, 3 — внутренний; 4 — добывающие; скважины: I, II, III, IV — ряды скважин
- •§ 4. Градиент давления в эксплуатационном объекте
- •Глава XI
- •§ 1. Фонд скважин различного назначения
- •§ 2. Скважины с разной очередностью бурения
- •§ 3. Учет изменений фонда скважин
- •Глава XII
- •§ 1. Динамика добычи нефти, газа, попутной воды из эксплуатационных объектов при вытеснении нефти водой
- •Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой, с продуктивностью: 1 — небольшой и средней, 2 — высокой
- •§ 2. Геолого-промысловый контроль за добычей нефти, газа, обводненностью продукции, закачкой воды
- •Глава XIII контроль пластового давления и температуры
- •§ 1. Пластовое и забойное давление при разработке залежей
- •§ 2. Карты изобар
- •§ 3. Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. Комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов
- •§ 4. Получение данных о пластовом и забойном давлении
- •§ 5. Контроль температуры пластов в скважинах
- •Глава XIV контроль охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения
- •§ 1. Коэффициент охвата вытеснением и его определение
- •§ 2. Исходные данные для построения карты охвата вытеснением однопластового объекта
- •§ 3. Исходные данные для построения карт охвата вытеснением многопластового объекта
- •Условные обозначения см. На рис. 100
- •Глава XV контроль внедрения нагнетаемой воды в продуктивные пласты
- •§ 1. Вытеснение нефти водой в разных геолого-физических условиях
- •Условные обозначения см. На рис. 105
- •§ 2. Контроль заводнения продуктивных пластов
- •Глава XVI
- •§ 1. Основные цели регулирования разработки
- •§ 2. Принципы регулирования разработки
- •§ 3. Методы регулирования без существенного изменения принятой системы разработки
- •§ 4. Методы регулирования, связанные с совершенствованием или изменением систем разработки
- •Глава XVII
- •§ 1. Общие положения
- •§ 2. Охрана недр при бурении скважин
- •§ 3. Охрана недр при разработке залежей углеводородов
- •§ 4. Охрана окружающей природной среды
- •Глава XVIII
§ 2. Скважины с разной очередностью бурения
Первую очередь скважин на залежах нефти и газа составляют разведочные скважины, которые после окончания разведки переводят в основном в добывающие и частично — в нагнетательные.
Нефтяные залежи небольших размеров могут на 1 — 2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки. На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими эксплуатационными. Эксплуатация разведочных и опережающих скважин, освоение под закачку воды двух-трех скважин позволяют уточнить представления о режиме залежи, продуктивности и приемистости скважин, устойчивости пластов-коллекторов против разрушения, характере обводнения скважин и др.
При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом, создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.
Последующее бурение осуществляют в соответствии с технологической схемой и затем — с проектом разработки. Как показано в § 3 главы X, проектным документом на разработку предусматриваются основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда.
При резкой макронеоднородности, переходящей в прерывистость пластов-коллекторов со сложной конфигурацией границ их распространения по площади, а также при ослож-ненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов и в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от "известного к неизвестному". При этом, опережая главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно (с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. На многопластовом месторождении "сухие" скважины переводят на другие эксплуатационные объекты. При наличии на месторождении одного объекта их ликвидируют без спуска эксплуатационных колонн.
Разбуривание газового месторождения осуществляют в несколько ином порядке. Первую очередь добывающих скважин составляют разведочные скважины. По небольшим объектам их количество иногда оказывается достаточным для обеспечения установленного максимального уровня добычи газа. По средним и крупным месторождениям вслед за разведочными бурят первую очередь добывающих скважин, необходимых для выхода на максимальный уровень добычи. Затем в течение второй стадии разработки бурят дополнительные скважины для поддержания достигнутого максимального уровня добычи, что необходимо в связи с падением дебита и выключением из работы ранее пробуренных обводнившихся скважин.