8.19. Содержание геол.Части документов по проектированию разработки нефтяных и газовых залежей.

1 Графические приложения(структурные карты, к. коллекторских свойств,к. неоднородности)

2 Цифровые данные (т.е. по каждой СКВ должны быть к-ты пористости, проницаемости,газонасыщенные толщины,эффективные толщины)

3 Кривые характеризующие зависимость м/у геолого промысловыми параметрами (связь м/у пор. и проницаемости, вязкостью, нефтегазонасыщенностью )

4 Текстовая часть (краткий геол.физический очерк, история геолого-геофизической изученности)

Общая геол.часть *орогидрография и геоморфология- отметки рельефа, раст и живот мир, дороги, населенные пункты…*история геолого-геофизической изученности района, месторождения –региональн геологические работы, поисково-разведочные работы, со ссылкой на проектные документы, количество скв-н(поиск- развед, добыв, запасов...). *тектоника характеристика тектонических элементов,тек схема строения района, описание стр-р 1^го,2,3,4^го порядков. * стратеграфия фоуна, флора, ГИС…* Нефтегазоносность свойства Г и Н в пластовых и скв-х условиях, Н, Г проявления встречающиеся по разрезу всех пробуренных скв-н. *Гидрогеология и геокреология хар-ка пласт вод, описание гидрогеологических этажей,ММП. *Полезные ископаемые хар-ка полез ископаемых, кроме Н и Г, их расположение… Геолого промысловая хар-ка прод пласта (эксплуат-го обьекта). *Условия для обоснования режима и эффективности разработки

8.20. Геолого-промысловые методы контроля за процессом разработки нефтяных и газовых залежей.

Главная цель методов контроля за разработкой – достижение максимальных коэффициентов н/г отдачи. Основные задачи: выбор эффективных мероприятий по управлению процессами разработки,, своевременное совершенствование применяемых систем разработки. Мероприятия по контролю включают получение данных о геол.строении объекта,, контроль за работой скважин и изменения пласт.условий выработки н, г и к. Для этого необходимо:1).изучение г.строения по керну,Гис и результатам бур-я СКВ (уточнение геологического строения, изменения мощностей, выявление замещений, экранирования).2).анализ работы эксп-х скв.Наблюдения за изменением дебитов обводненности, объемов закачки, давлений, ГФ, тем-ры, содержания парафинов, смол,битумов, песка. Контроль за тех.сост-м скважин. 3). ГИС для определения продвижения контактов, для определения характера внедрения воды применяют резистивиметрию, термометрию, АК.4) Газогидродин.иссл-я.Метод установившихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания.Запись инд.диаграмм и КВД, замер Рпл, термограмм дают инф-ю о коэф-х продуктивности, гидропроводности.По этим данным строят карты продукт-ти по кот.выявляют высоко- и низкопрод.участки.Гидропрослушивание.опр-т взаимодействие м/у скв., участками и пластами, наличие экранов и тект.нарушений.

8.21. Понятие об охвате пластов воздействием. Изучение влияния на степень охвата геологических и технологических факторов (обобщение данных потокометрии, закачки индикаторов, светопоглощения нефти и др.).

Коэф охвата вытеснением- отношение объема залежи, охваченой вытеснением к общему объему залежи.Всегда <1, обословленно высокой неоднородностью, поэтому применяют заводнение, которое бывает:

1 Коэф охвата воздействием разработкой- отношение объема залежи, охваченой разработкой к общему объему залежи. Кохв.раз = Vохв.раз / Vзалежи.

2 Коэф охвата по площади залежи - отношение площади охваченой вытеснением к общей площади залежи.

3 Коэф охвата по мощности пласта отношение нефтенасыщенной мощности, подвергшейся вытеснению к суммарной эфек нефтенасыщенной мощности.

Геологические факторы –колекторские св-ва, геол.неоднородность пласта, прерывистость пласта, вязкости Н, вязкости Н / вязкости закачиваемой воды…Технологические факторы плотность сетки скв, вид заводнения, расстояние м/у доб и нагнет СКВ. Охват пласта заводнением знач-но влияет на нефтеот-чу залежей, а след-но и на Qизв. .Qизв= Qо*Кв*Кохв, где Qизв и Qо запасы изв-е и геолог-е, Кв –средневзвешанный коэф-т вытеснения, Кохв – коэф-т охв-а пласта заводнением.Эти факторы поз-т выделить высокоактивные, среднеактивные и неактивные участки. Затем определяем что принимает воду, для этого закачиваем индикаторы и проводим ГК до закачки и после, те интервалы где будут повышенные значения и поглащают воду. Затем проводим дебитометрию- узнаем интервалы дающие нефть и расходомером определяем интервалы принимающие воду. Затем рисуют профили приемистости и профиль притока, после определяем термокондуктивную потокометрию, там где приток там увеличивается Т. К-т светопоглащения характеризует наличие в нефти окрашиваемых в-в, т е парафинов смол, битумов и после рисуют карты на разные даты светопоглащения