Недропользование

Приведены результаты вероятностно-статистической оценки геохимических характеристик разреза основных нефтегазоматеринских толщ Соликамской депрессии и их связь с суммарной нефтегазоносностью разреза. Для комплексного учета и выявления оптимального сочетания геохимических параметров, определяющих распределение нефтегазоносности, разработан комплексный вероятностный критерий для каждого НГК - Ркомп. Статистическим анализом подтверждено, что отложения верхнедевонско-турнейского комплекса на большей части территории Соликамской депрессии находились в главной фазе нефтеобразования, и там происходило максимальное образование подвижных битумоидов, включая углеводороды, которые приняли активное участие в формировании суммарной нефтегазоносности разреза Соликамской депрессии. Установлен принципиально различный характер изменения значений разработанного комплексного геохимического критерия - Ркомп - по глубине для скважин, находящихся в контурах нефтегазоносности и за их пределами. Наиболее информативным критерием, указывающим на связь РОВ с суммарной нефтегазоносностью разреза, является битумоидный коэффициент β.

Перспективным при контроле процесса ожидания затвердевания цемента в скважинах является применение оптоволоконной термометрии скважин (DTS). Метод DTS создает возможность перейти от замеров постфактум к мониторингу в режиме реального времени с выявлением осложненных участков и своевременному принятию необходимых проектных решений. В результате проведенных исследований отработана технология проведения термометрического мониторинга процесса формирования цементного камня. Целью работы является определение применимости наработанных за более чем 10 лет практических навыков в области промыслово-геофизических исследований методом DTS для решения прикладной задачи строительства скважины. Установлено, что полученные по DTS данные, помимо решения прикладных задач (определение температуры реакции, данные о результате цементирования и пр.), позволяют решить задачи контроля процессов, происходящих в затрубном пространстве при формировании цементного камня и создают платформу для дальнейшего развития технологий оперативного реагирования на выявленные осложненные зоны. Результаты выполненной работы могут получить широкое применение при контроле за процессом строительства скважин, а также представляют интерес с точки зрения дальнейшего развития направления как с технологической точки зрения, так и методологически.

При разработке нефтяных и газовых коллекторов происходят различные процессы, начиная от варьирования физико-химических свойств пластовых флюидов до изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, что приводит к их разрушению. Все эти процессы по-разному могут оказывать влияние на конечную нефтеотдачу. Исследования влияния глин на проницаемость песчаников проводятся более 50 лет, но до сих пор присутствие глинистых минералов в породах-коллекторах представляет собой проблему для добычи нефти. При вытеснении нефти из продуктивных пластов происходит взаимодействие закачиваемой воды с глинистыми минералами породы, что приводит к значительным изменениям в динамике добычи нефти по месторождениям. Особенно этот параметр может измениться при поддержании пластового давления закачкой пресной воды, так как состав закачиваемой воды существенно влияет на проницаемость коллекторов. Кроме типа и пространственного распределения глинистых минералов, еще одной важной составляющей, которая влияет на степень изменения проницаемости, является состав флюида. В основном снижение проницаемости происходит, когда закачиваемая вода менее минерализована, чем пластовая. Для установления зависимости набухаемости от глинистых минералов в работе проведен анализ результатов 1007 лабораторных образцов, которые были использованы для изучения минерального состава глинистых фракций. Для выявления зависимости набухаемости от различных глинистых минералов было построено значительное количество графиков и установлена зависимость между набухаемостью и смешанослойными образованиями гидрослюда-монтмориллонитового ряда, что позволило установить значения величины набухемости по другим месторождениям. Для определения влияния набухаемости на изменение пористости введён коэффициент снижения пористости за счет набухаемости. Произведенный расчет запасов нефти по пласту ЮВ1 13 месторождений показал, что при учете набухаемости глинистых минералов величина запасов снижается в среднем на 8,6 %. Показано, что закачка пресной воды привела к разрушению пород-коллекторов месторождений с высокой набухаемостью и небольшей величиной пористости, что подтверждается низкой выработкой запасов для других месторождений, характеризующихся противоположными значениями набухаемости и пористости. Закачка пресной воды не повлияла на отбор от НИЗ.