Билет 1

8.1. Методы получения геологопромысловой информации о залежах продуктивных пластов.

Методы изучения геологопромысловой особенности залежей по результатам эксплуатации с/н. *Методы, основанные на изучении залежей продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин. *Геофизические методы изучения разрезов    скважин, продуктивных пластов. *Гидродинамические методы изучения скважин, нефтяных (газовых) залежей. *Методы изучения разрезов скважин с помощью дебитомеров и расходомеров. *Геохимические методы изучения продуктивных пластов.*Методы изучения разрезов скважин по буримости пород.*Термометрические методы изучения нефтяных (газовых) залежей.*Методы получения информации на основе анализа материалов эксплуатации добывающих скважин в процессе разработки нефтяных залежей. *Геологопромысловые методы, позволяющие на основе обобщения комплекса всех получаемых материалов приобретать соответствующую информацию о нефтяной залежи. Обобщение  методов изучения  нефтяных и газовых залежей. Информации о продуктивных пластах, залежах * описательная информация – описание месторождения история геолого-геофизической изученности района, месторождения, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология… * качественная информация – различная цифровая информация – св-ва флюидов, хар –ка коллекторских свойств, Р, газовый фактор.               * количественная – информация которая обрабатывается в виде карт, графиков зависимости. При этом используются и математические методы. На основании анализа обобщения информации составляется модель залежи. Модель залежи – весь комплекс информации ( карт, корреляционных схем, характеристик пласта, геологической неоднородности,) позволяющий сделать воображаемую модель залежи, которые на данной стадии изученности характеризуют изучаемую залеж.

7.1. Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по даннымГИС (песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты, плотные, угли, битуминозные породы).

Песчан и алевролиты – породообразующие минералы кварц и пол шпаты (в сумме 70-95%),слюды, облом породы, глин цемент.Карбонатизир разности- цемент карбонатный. В зав-ти от карбонатиз-ии разл-ся и плотность. В плотных сод-е карбонатов 12-17% (не коллектор).Глины, аргиллиты- каолинит, гидрослюда, монтморелонит- основные. А так же хлорит. Опоки- кремнеевый скелет, высокая пор-ть (до 40%) , (до 1000-1400 м – те типичные отложения берёзовской свиты). Битуминозные аргиллиты нал-е орг–ва.

Литол расчленен разреза по гис основано на различии физ св-в указанных пород.- по пористости Кп (при прочих равных условиях) опоки- песчан- алевролиты- глины (аргиллиты)- битумин аргил- плотные карбонатизир разности- угли; - по УЭС (обратно пористости); - по объёмной пл-ти плотные карбонатизир (2,7)- глины- алевролиты- песчаники- опоки- битуминозные аргиллиты (типична бажен св 2,1-3)- угли (1,7). - по радиоат-ти битуминоз арг- глины- алевролиты- опоки- песчаники- плот карб раз- угли; по суммарному водород содержан (электрометрия) угли- опоки- бит арг- глины- пес- алев- плот к р; - по ( ПС ) Глины, бит аргил, угли- ал- опоки- пес- плотн карбонаты; - dТ  (интервальное время = скорость ультразвука–1) угли, опоки- глины, аргиллиты, бит арг- пес, алеврол- плот карб; набухаемость  -глины

ГИС 1) КС, ИК, ПС, ГГК-П, ГК, НГК, АК, Кав.      

Показания ПС (мл В) (слева направо)   песчан- плотн карбонаты, опоки, алевролиты- угли- бит арг- глины, аргил;КС (ом*м) опоки- песчан (водонас)-алевролит(в)- глины- аргил- алевролит(неф-г)- песчан(н\г)- угли, бит арг

ИК обратная кс картина

ГГК-П(г/см3) бит арг, угли- опоки, аргил- песч- алеврол- глины- плот кар

ГК(мк Рен/час)  угли- плот кар, опоки- песч- алеврол- глины- бит арг

НКТ(электрон каротаж) плот кар- алевр- пес- гл- бит арг- опоки- угли

dТ  плот кар- бит арг- гл- арг- алев, угли- пес, опоки

Кав   пес, алев- плот кар, опоки,бит арг, арг- угли- гл

МКЗ   глины- пес(мгз), алев(мгз), аргил- опоки- угли- бит арг, песч(мпз), алеврол(мпз)- плот карб

5.1. Закономерности размещения залежей УВ по глубинам, стратиграфическим комплексам, крупным геотектоническим структурам, запасам.

 

 

Выводы: нефть сформировалась на глубинах 2-3 км, на глубине 1км  нет температуры и давления для генерации нефти, здесь она в результате миграции УВ. Для ЗС осн. 1,5-3 км. На больших глубинах молое количество запасов и они плохо изучены.

Основные запасы газа выявлены на h 1-3 км причины: сильная миграция газа с больших глубин. В ЗС осн. запасы h 1-2 км.

Закономерности размещения залежей УВ по стратиграфическим комплексам: происходит не равномерное распределение выявлены запасов. Выявлено четкое увеличение от древних отложений к молодым:

а) это усиление процессов нефтеобразования в мезозое

б) разрушение и миграция из  древних к молодым.

Максимальная концентрация в юрских и меловых отложениях. Процессы нефтегазообразования цикличны, выделяют по разрезу до 5 циклов. Большая роль в распределении нефти и газа принадлежит тектоническим факторам, образованиям многочисленных разломов. Влияние трансгрессии, регрессии моря. Изменение климата, резкое потепление, оледенение. Все эти процессы обусловили переодичность нефтеобразования.

Закономерности размещения залежей УВ по геотектоническим структурам:

В древних платформах основными продуктивными горизонтами являются палеозойские, реже мезозойские. Концентрация запасов в терригенных и карбонатных коллекторах. Резко преобладают залежи литологические и стратиграфические, связано это с длительными перерывами седиментации и весьма благоприятными условиями для формирования рифов в S, Д, C. Широкое распространение получили рифы барьерные, архипилаги. В этих бассейнах преобладает нефть над газом.

Причина: длительное развитие и ранее образование газа привело к его разрушению.

Молодые платформы: (ЗС, Сев. Кавказ).

Нефть и газ поровну или преобладает газ. Они являются наиболее богатыми – МZ. Основные ловушки – структуры антиклинали, характеризуются большими площадями нефтеносности за счет объединения структур мелких в более крупные.

Геосинклинальные области: преобладают залежи нефти. Основной тип ловушек – тектоничкски экранированные. Экранами служат взбросы, сбросы. Характерны большие высоты залежи.

Распределение залежей на древних платформах приурочено к глубинам 1-3 км, на молодых 2 пика 1км и 2,5 км, в геосинклинальных областях 0-4,5 км.

По запасам: максимальное количество запасов выявлено в крупных залежах, более 80%. Известна такая зависимость чем крупнее залежь, тем меньше ее частота встречаемости. Частота встречаемости залежи с определенными запасами обратно пропорциональна квадрату этих запасов.

 

Билет 2

8.2.  Методы построения карт поверхностей коллекторов, их использование в нефтепромысловой практике

Структурными называются карты, на которых с помощью линий одинаковых высот (изогипс) подземного рельефа изображается положение в пространстве опорной поверхности (кровли и подошвы пласта). Структурные карты позволяют решить следующие вопросы:*проектировать точное положение разведочных скважин;*установить положение и количество добывающих и нагнетательных скважин на площади нефтяных или газовых залежей при составлении технологических схем и проектов разработки;*установить положение нефтяных или газовых залежей в плане (определяется местоположение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности);*выяснить закономерности изменения свойств продуктивного пласта;*выявить особенности распределения пластового давления в пределах залежи;*оценивать запасы нефти и газа, а также их категорийность в пределах залежи;*установить закономерности продвижения текущих контуров нефтеносности в процессе разработки залежи; *определить текущую нефтедтдачу вырабатываемых участков залежи. В нефтегазопромысловой геологии применяют два основных способа построения структурных карт: 1) методом треугольников, сначала наносят план расположения скважин,  где указывают номер и абсолютную отметку кровли (подошвы) пласта, все точки скважин соединяют так, чтобы по возможности образовались равносторонние или равнобедренные треугольники, затем выбирают сечение изогипс и соответственно производят интерполяцию отметок между скважинами, одноименные  отметки  соединяют  плавными  изолиниями 2)  методом профилей. Строят по скважинам ряд поперечных геологических разрезов профилей. Затем выбирают сечение изогипс и на расстояниях, равных этому сечению, проводят горизонтальные параллельные линии. Полученные точки пересечения этих линий с кровлей (подошвой) пласта сносят на линию профиля с соответствующими отметками, а затем на план расположения скважин. Одноименные отметки соединяют плавными линиями (изогипсами). Метод схождения используется в тех случаях, когда возни­кает необходимость построения структурной карты по опорной поверхности, вскрытой лишь единичными скважинами. Обяза­тельным условием его применения является наличие на той же площади какого-либо маркирующего горизонта, залегающего выше по разрезу и пройденного значительным числом скважин, позволяющих уверенно составить по нему структурную карту. Сущность данного метода заключается в изучении закономерно­сти изменения расстояний между этими двумя поверхностями.

7.2. Литологическое расчленение разрезов карбонатных и гидрохимических отложений по данным ГИС (выделение известняков, доломитов, солей, гипса, мергелей, глин).

По пор-ти Кп(%) (слева направо) соли(галит nacl, сильвин kcl)- мергели- доломит mgco3, известняк CaCO3- оолитовый известняк

По плот-ти (г/см3)   галит, сильвин(2,4)- оолит изв- мерг- изв(2,5-2,7)- дол

По сопротивлен (кс)   мерг- оолит- изв- дол- соли

По радиоакт (гк)   галит- изв, дол, оолит- мер- сильвин

НК (в у.е.)    мерг- оолит- дол- изв- соли

АК (dТ)   дол- изв- мер- оолит- соли

Ещё бывает соль карнолит (смешанная)- выделить можно по кавернам (как и остальные соли)

Для расчленен дол и карбонаов исп-ся так же плотностной метод                                                         или он же с нейтронным каротажом            (плотность доломитов выше).

Есть палетки с числовыми значен те необходимо лишь сравнить с палеткой что бы отнести отл-я к карбонатам или доломитам

5.2. Тектонические критерии нефтегазоносности. Региональные, зональные, локальные структурно-тектонические факторы-параметры, влияющие на закономерности распределения залежей УВ.

Бассейны, где мощность осадочного чехла  составляет 1,5 км рассматриваются как малоблагоприятные для поиска УВ - недостаточные температуры для генерации  нефти. Нефтеобразование и тектоника рассматривает как морфологические формы так и характер движения. На нефтегазоносность влияют как глобальные тектонические факторы, так и локальные.

К глобальным факторам относятся: спрединг, субдукция, дрейф континентов, эпохи и фазы складчатости, в течение которых одни участки поднимаются, другие резко опускаются. Разрушение гор приносит много обломочного материала.

Очень важным являются новейшие тектонические движения на заключительном этапе формирования седиментационного бассейна и формирования тектонических элементов. Важным при спрединге являются факторы: Резкие прогибания сопровождаются максимальной скоростью седиментации и одновременно максимальной скоростью сохранения органического вещества. Как правило в спрединговых зонах мощность осадков больше 10 км. Формируются рифты, по разломам ограничивающих их происходит поступления из мантии потока тепла, которое нужно для генерации нефти. Наиболее богатыми являются пассивные окраины континентов, к ним относятся Антлантический океан и морские бассейны. Активные окраины. Зоны субдукции являются также благоприятными для формирования нефти и газа. Эти процессы формируют зоны активных окраин континентов Примером является Тихий океан. В активных окраинах процесс нефтеобразования сопровождается интенсивным вулканизмом, интенсивным дроблением территории и максимальным поступлением тепла. Гидротермический градиент 10-13С0/на 100 м, что способствует интенсивной генерации УВ в молодых КZ отложениях. Благоприятным для аккумуляции УВ являются многочисленные высокоамплитудные ловушки, которые возникают в результате дробления. Но активные окраины характеризуются интенсивным накоплением и интенсивным разрушением сформировавшихся пород. В следствии этого большая миграция УВ, большие этажи нефтегазоносности. Здесь открыты нефтяные и газовые месторождения, причем не закономерно по разрезу. Дрейф континентов.  Этот процесс рассматривался американцами на примере Аравийской плиты. Дрейф Аравийской  плиты был как в северном, так и в южном направлении, оно не было постоянным в Т на юг, в I на север, К1 на юг, К2 и палеогене на север, с неогена на юг. Максимальное же нефтеобразование приходится на эпохи пониженной скорости движения и изменения знака движения.

Классификация тектонических структур в России. Надпорядковые ≥ 100 000 км2 к ним относятся платформы, геосинклинальные системы, плиты, мегаантиклинории и мегасинклинории. Нефтегазоносные бассейны, провинции.

I порядка 6 000 – 100 000 км2 к ним относятся своды, мегавпадины, мегапрогибы, мегавалы. Нефтегазоносные области и районы. II порядка 200 – 6 000 км2 к ним относятся группы валов, моноклинали, впадины. Нефтегазоносные районы и зоны

III порядка 20 – 200 км2 к ним относятся куполовидные поднятия, валы, ступени, ложбины, седловины. Месторождения нефти и газа. IV порядка ≤ 20 км2 к ним относятся локальные поднятия. Месторождения нефти и газа.

Тектоническое районирование является основой  для нефтегеологического районирования, те выделение границ провинций, областей и т.д.

 

Билет 3

4.1. Нефть. Состав - углеводородистый (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Основные свойства нефтей, товарная классификация нефтей.

Показатели

Норма для группы

1

2

3

Содержание воды, %

0,5

1,0

1,0

Хлор солей, мг/л

40

100

300

Механических примесей, %

0,05

0,05

0,05

Давление насыщенных паров, мм ртутного столба

500

500

500

Нефть – природное соединение компонентов, является основным представителем нафтидов.  Относится к Каустобиолитам – органическим полезным ископаемым. Нафтиды – семейство природных органических соединений, образовавшихся при преобразовании нефти и газа.

Основные элементы, входящие в состав нефти:

С и Н, кот. Образ. 50 УВ-ных соединений. Причем С около 80-87 %, Н – 11-15% от общей массы. Также сод.  S, N,O2, кот. образуют  не УВ-соед.(гетеро-соедин.). Соед с УВ-соед образ меркаптаны. Могут сод. Металлы – сотые и тыс. доли %: Ванадий, никель, вольфрам, кобальт, молибден. Чем тяж Н, тем более металлов.

УВ-ные составные делятся на 3 гл. группы:

1.Метановые УВ (алканы, парафиновые УВ) – у них простое строение – метан, этан, пропан, бутан…..Нормальные соединения.

Если есть ответвления, наз. изопреноидные ответвления.

2.Нафтеновые УВ (олифины) – в основе их соединения лежит пентановое или бензольное кольцо.

Их формула СnH 2n-2 – бициклические УВ, СnH 2n-4  - трициклические УВ.

Метан – метилен.

3.Ароматические УВ – арены, ненасыщенные УВ, в основе лежит бензольное кольцо с двойными перемежающимися связями.

Если заменяют одну и ту же связь другим радикалом, то название меняют (ксиол, толуол), формула: Сn H2n-6, Сn H2n-8, Сn H2n-10, Сn H2n-12(наиболее тяжелая масса).

                  Фракционный состав нефтей:

1)до 200°С – бензин (авиационный, автомобильный),

2)200-300°С – керосин,

3)300-350°С – лигроин (дизельное топливо),

4)350-500°С – тяжелый газойль (смазочные масла),

5)>500°С – гудрон.

По температуре выхода фракций нефти. Чем больше легких, тем лучше нефть.

                  Компонентный состав:

Это смолы, асфальтены, парафины, сера, выход фракций до 200°С.

                  Свойства нефти:

Плотность – от 0,75 до 0,97 г/см3 – эависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, растворенного газа.

Вязкость – свойство нефти оказывать сопротивление при ее движении [Мпа*с, Па*с] – зависит от: чем выше скорость, тем хуже; чем выше удельный вес, тем хуже; t° - чем > t°, тем < вязкость, р (связь сложная), от кол-ва газа растворенного в нефти.

Термическое расширение нефти – изменение объема нефти при > t° (при > t° объем нефти падает).

Колориметрические свойства – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэффициент поглощения светового потока [1/см]).

Сжимаемость и расширение – характеризуется: объемным коэффициентом, коэффициентом усадки и пересчетным коэффициентом – способность изменять объем.

b=Vн после дегазации/Vн в пластовых условиях – объемный коэффициент,

E=b-1/b – коэффициент усадки,

q=1/b – пересчетный коэффициент.

Застывание нефти – застывает при t°=+20 до-60°С, чем больше парафина, тем t° застывания выше.

Растворимость – при t°=150-200°С растворимость нефти возрастает, а так низкая. Лучше растворяются ароматические УВ.

Люминесценция – свечение под влиянием ультрафиолетового света.

Способность вращать плоскость поляризационного света под микроскопом – присуще только живому органическому веществу.

Классификации:

1.Геохимическая – по групповому составу (метановые, нафтеновые, ароматические и смешанные нефти).

2.Классификация по содержанию парафина, S, по плотности, по содержанию масел.

По содержанию S: 0-1 – малосернистые, 1-2 – сернистые, >2 – высокосернистые.

По содержанию парафина: <1,5 – малопарафинистые, 1,5-6 – парафинистые, >6 – высокопарафинистые.

По содержанию бензин+керосин (это товарная классификация).

Степень подготовки нефти, по ГОСТу 99-65-1976 г.

8.3. Методы изучения разделов нефть-вода, газ-нефть, газ-вода. Формы контактов и геолого-физические факторы, определяющие их строение. Карты поверхности контактов, методы определения положения контуров нефтегазоносности.

Существуют следующие методы определения контактов:

1.   определение по керну

2.   определение по опробованию с учетом статистических зависимостей

3.   по комплексу ГИС

4.   расчетные методы

Различают формы контактов:

1.   горизонтальный

2.   наклонный

3.   наклонно-горизонтальный- засчет движений или изменения коллекторских свойств

4.   вогнутые – на крыльях структуры ухудшение коллекторских свойств

5.   выпуклые – ухудшение коллекторских свойств в своде

6.   волнистые – закономерное изменение коллекторских свойств по площади залежи

7.   сложные – наблюдаются в залежах, где происходит закачка воды, есть геологическая неоднородность

Карты ВНК для горизонтальных контактов не строятся, а только для наклонных и т.д. Для массивных залежей только один контакт – внешний.

7.17. Выделение интервалов притока и приемистости пласта и определение работающих мощностей пласта.

Интер-лы притока и приемистости флюидов в стволе скв устанавливают по ГИС: расходометрия, термометрия, радиометрия. Получают профили притока и приемистости флюидов, причём рез-ты исследований расходометрией  явл-ся базой для построения дифференциальных профилей. Профилем притока или приемистости наз-ют график зависимости кол-ва Q жид-ти (газа), поступающей из еденицы мощности (или в неё) эксплуатируемого разреза, от глубины  z её залегания. Q= интеграл от Нп до Нк  qz*dz  , где Нп и Нк – глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого ин-ла. qz-удельный дебит (расход).

Профиль расхода ж при движении её вверх по стволу скв наз-ся профилем притока, при движении её вниз – профилем приемистости . Расход отдельных участков скв  qz=дельтаQz/дельта z. Профиль явл-ся основным  исходным источником инф-ии о распределении контролируемой величины потока в стволе скв вдоль вскрытого перфорацией продукт разреза. Изучение профилей притока и приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скв  и продолжается периодически до последнего вздоха (или до “конца”).

На начальном этапе разработки после пуска скв должен быть снят опорный профиль. Он снимается наиболее тчательно и отражает условия когда пластовые давления близки к первоначальным, продукцией явл безводная н, а воздействие закачки на отдачу и энергитические пар-ры незначительно. Все последующие профили должны сопоставляться с опорным, что создаёт условия для выявления изменений в эксплуатац хар-ах пластов и технологическом режиме скв. Изменения во времени конфигурации профилей притока или поглощения ук-ют обычно на то что произошло изменение соотношений пластовых Р и следовательно в соотношении потоков из различных пластов , а так же на перераспределение потоков вследствии обводнения или проведения геолого-технических мероприятий. Опорный профиль д б снят повторно после проведения любых работ в скв, связанных с изменением вскрытой мощ-ти продуктивного коллектора.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Билет 4

8.4. Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы её изучения. Количественная оценка макронеоднородности. Учет в нефтепромысловой практике.

Геологическая неоднородность – непостоянство, изменчивость литологического состава, коллекторских свойств и  фациальной изменчивости пород коллекторов. Микронеоднородностьнеоднородность связанная с изменением коллекторских свойств, коэффициента отсортированности и фациального состава пород коллекоров. Макронеоднородностьнеоднородность связанная с расслаиванием продуктивного пласта на ряд проницаемых пропластков, связанная с резким фациальным замещением продуктивных пластов, поэтому макронеоднородность представляет виды

1. Раслаивание на редкие проницаемые пропластки продуктивных пластов

 

 

 

 

2. Замещение песчаников продуктивного пласта глинистыми породами на каких-то участках изучаемой площади


3.Замещение прод. пласта  в кровельной части залежи (а), в подошвенной (б), на всем протяжении (в)

1.            
Площадные геологические неоднородности

а. неоднородности, связанные с замещением в переклинальных или краевых частях структуры


беоднородности, связанные с развитием зон замещения пласта в сводовой части структуры


в. Закономерное размещение прод.пласта плотными породами между сводовой частью и крыльями структуры


г. Локальные неоднородности, зависят от условий осадкообразования


Устанавливается неоднородность по корреляции( детальной) при помощи стр. зональных карт.

Макронеоднородность устанавливается с помощью детальной корреляции, построеным геолог. Разрезов, структарт, зональных карт, карт мощностей как общих так и эффективных на основе анализа делаются выводы о геол неоднородности пластов. Коэф расчлененности = сумма всех проницаемых пропластковв разрезах всех пробуренных скважин / общее количество скважин. Коэф. песчанистости = сумма мощности всех проницаемых пропластков / общей мощности пласта. Коэф выдержанности = сумма  площадей всех участков распространения пласта / общая площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности. Коэф связанности = сумма площадей гидродинамических окон / общая площадь залежи в пределах ВНК.  Коэф полной геологической неоднородности V2 =( ( Vn + 1) + (V23  + 1) – 1)  Vn- послойная неоднородность( по данным дебитометрии, распределения проницаемости по ГИС , керна) Vз – зональная неодноролность- изменение коэффициента продуктивности по площади залежи м/у соседними пробуренными разведочными (эксплуатационными) скважинами.  Строят карты суммарных, эффективных и эффективных нефтенасыщенных мощностей пласта. Зональные карты  строят для детального изучения пластов, определить участки расслаивания его на отдельные зоны, выявить участки слияния пористых прослоев в один монолитный пласт, границы выклинивания глинистых прослоев. Оказывают большую помощь при анализе мероприятий по воздействию на пласт и осуществлению системы разработки, а также при последующем размещении эксплуатационных и нагнетательных скважин.

7.3. Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным ГИС в песчано-глинистом разрезе.

Осн признаки

-     наличие глинистой корки (на стенке скв)

-     нал положит приращен на диаграммах микрозондов (кажущ сопротивлен мпз больше каж соп мгз (только при небольших сопротивлениях, тк мпз хар-ет промытую зону пл, а мгз- глинистую корку). Если сопротивление повышенное то этот метод работает исключая плотные породы

-     зн-я альфапс больше альфапс граничное (те отрицат отклонение).            Альфапс гр=0,25(газ), 0,35(нефть)

-     наличие радиального градиента или зоны проникновения. Градиент сопротивления опр-ся по БКЗ

 

 

 

 

 

метод ВИКИЗ – 5 зондов разной длины на н\к ведут себя примерно одинаково, а в случае коллектора отклоняются вправо с разными ампл. Те при наличии расхождения м-у зондами выдел-ся коллектор

-     по повторным или временным замерам гис

БК (повторный) проводится в открытом стволе скв при бурен. Коллектор опр-ся по нал-ю приращен сопрот-й на диаграммах повторного замера.

НК (временной) провод-ся в обсаженной скв по истечен неск месяцев. Обычно исп-ся для выделен газонасыщенных инт-ов. Изменение показаний нейтр метода происходит врезультате расформирования з.п. водорода меньше- показания метода возрастают. Для н исп-ся при минерализации пл воды более 60 г/л те в З С практич не исп-ся.

5.3.  Роль стратиграфических исследований при нефтегазопоисковых работах.

Стратиграфия – раздел геологической науки, изучающий слои земной коры, их взаиморасположение и последовательность возникновения. Различают методы относительного и абсолютного определения возраста гп.

Стратиграфические исследования используются для изучения геологического строения на стадии региональных работ. На основе пробуренных скважин проводится привязка стратиграфии всех сейсмических горизонтов. Составляются разрезы по опорным и пьезометрическим скважинам. Эти исследования используются для региональной корреляции нефтегазоносных бассейнов. Кроме того изучаются одновременно скорости всех геологических процессов, скорости прогибания, скорости седиментации, скорости роста структур и тд.

На более поздних стадиях стратиграфические исследования используют на поисковых и разведочных работах для изучения закономерности формирования и размещения залежи УВ в синхронных или одновременно образующихся пластах.

Проведение корреляции продуктивных пластов при разведочных работах, когда очень часто для континентальных отложений используют споро-пыльцевые комплексы. Эти корреляции позволяют уточнить строение залежи и оптимально вести разведочные работы.

Все геологические построения также как такие как палеоструктурные, палеографические и тд, делаются для одновозрастных объектов, поэтому главная задача выделить одновозрастные объекты.

 

Билет 5

8.5. Виды пустотности. их соотношение

Пористость пород-колл-ов хар-ет их емкостные св-ва и опред-ся объемом свободного от цементации прост-ва, представленного кавернами, порами и трещинами. Полная пористость опред-ся объемом всех пор, открытая - объемом сообщающихся пор. Коэфткрытой пористости в долях единицы опред-ся отношением суммарного объема открытых пор Vn к объему образца породы VО: m=(Vn/VО).

Пористость породы опред-ся ее структурно-текстурными особенностями и минеральным составом. Особенно большое влияние на пор-ть пород оказывают минеральный состав цемента и тип цементации.

Первичные поры образ-ся в процессе осадконакопления. К ним относятся:

1-межзерновые поры, к-ые расположены между зернами г.п. и формируют собой поровые каналы.

2-поры напластования-когда поры фиксируются м/у плоскостями напластования. При нарушении в осадконакоплении образ-ся пор-ое прост-во.

3-поры растворения орган. материала в раковинах и водорослях

4-поры оолитовые- располагаются между отдельными зернами известняков и доломитов (значение пор-ти и прониц-ти низкие, т.к. размеры пор малы).

Вторичные поры возникают после образования г.п. в результате метаморфизма, выщелачивания, перекристаллизации и др.:

1-трещиновидные поры обр-ся при, диогенетических процессах (значительные по объему пор-ые прост-ва)

2-карстовые поры (полости имеют большие размеры) в карб.породах, где обр-ся каверны.

Трещолл-ры в чистом виде встр-ся редко, но охватывают самые разл.плотные породы: карбонатные и другие хемогенные породы, плотные песчаники, метаморфизованные и изверженные породы.

Коэфрещиности: Ктрещ.=VТР./VОБР.

Изуч-е трещинной пористости:

 1) Наиболее распространено в шлифах под микроскопом. Трещинная пор-ть: mT=(bl)/F, где b - раскрытость трещин; l -длина всех трещин в шлифе; F- площадь шлифа.

2) по комплексу геофизики – на основе методов ПС, КС, радиокт. каротаж, по микрозондам, кавернометрии

3) с помощью фотокаротожа - в скв. в спецомпоновке спускается мощный источник света и фотографируются стенки скв. и так же как по шлифам высчитывается Ктрещ

По вел-не поровые каналы подразделяются на группы: 1) сверхкапиллярные - диаметром 2,0-0,508 мм; 2) капиллярные -0,508-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм. По крупным (сверхкапиллярным) порам движ-е Н. и Г. происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут.

Трещиновидные поры подразделяют на микротрещины раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью больше 0,1 мм.

Емкость коллекторов порового типа изменяется от 10 до 50 % от объема пород и наиболее часто составляет 16-25 %. Емкость коллекторов трещинного типа изменяется от 0,1 до 3 % от объема породы.

Нефтегазоводонасыщенность.

Поровое прост-во пород-коллекторов Н. и Г. м/р-ий заполнено УВ-ми частично, часть порового простр-ва занимает связанная вода.

Коэфефте -и газонасыщенности: kн=Vн/Vп, kг=Vг/Vп.

В связи с тем, что часть объема пор занята водой, можно, зная коэф. водонасыщенности (kв), вычислить косвенным путем величину коэф-та нефтенасыщ-ти (газонасыщ.) по соотношению: kн=1- kв; kг=1- kв.

Способы опред-я остаточной водонасыщенности породы-коллектора:

1.Экстрагирование основано на определении потери массы исследованного образца

2.Способ центрифугирования, при к-ом экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, к-ую затем вытесняют с помощью центрифуги

3.Хлоридный метод, основанный на о том, что минерализация погребенной воды в данной Н или Г. залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.

4.Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давл-я с сохранением в образце породы остаточной воды.

5.Метод ртутной капиллярометрии, к-ый заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.

6. С помощью метода низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы колл-ра зависит от кол-ва и минерализации насыщающей его воды.

5.4. Литолого-палеогеографические исследования при нефтегазопоисковых работах (какие условия благоприятны для формирования залежей УВ).

Одновременно с накоплением осадков происходило накопление ОВ. Растения синтезировали белки, углероды и жиры из простых неорганических отложений. Бактерии разлагали ОВ. До относительно простых соединений – гетерогенные бактерии, другие афтатрофные - синтезировали более сложные соединения. Бактериальный мир один из существенных компонентов биоценоза. Бурно развиваясь служили при отмирании исходным материалом для образования нефти и газа. Нельзя рассматривать происхождение нефти, накопление ОВ, его генерацию без условий седиментации. В разных обстановках происходит различная биопродуктиность ОВ и фассилизация.

Палеографические реконструкции отраженные на палеографических картах являются основой для поисковых работ, особенно при поиске неструктурных залежей (дополнительно см вопрос 5.15).

Отсюда делаем вывод – денудационно-аккумалютивная равнина мало перспективна для залежей УВ: коллекторы ограниченного распостранения и мало ОВ. И так далее по всем обстановкам.

Автохтонная продуктивность – сколько территория произвела  ОВ. Фассализация -  условия благоприятные для перехода из ОВ в УВ.

7.4. Способы определения характера насыщения коллекторов по комплексу ГИС.

рассмотрим песчано-гл разрез.

-     визуальный способ. Основан на зав-ти показан ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород w

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


на основе сопоставлений данных гис и рез-ов испытаний. Аномальные зн-я (выскочившие за линию) связаны с аномалиями, т. е. законтурные перетоки. Фор-ла линии для водоносных коллекторов rп =а-вaпс

Для продукта тоже пров-ся такая линия rпкр =а1-в1aпс

rпi ³rпкр –Продукт    rп<rпi<rпкр –неясно для газоносных пл. свое rп критическое у них повыш. Пок-я по ср-ю с показан. Н. пл. Газ выдел-ся в повышенн. Пок-ями плотностного и нейтронного метода лин гран зн-й продукта и смешанного притока, другая – для водонос-го пл и смешанного.

 

Билет 6

8.6. Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.

Кондиционные значения - нижние значения пористости, проницаемости, эффективной толщины при которой получают промышленные (рентабельные) дебиты нефти или газа. Определяют удельный коэффициент продуктивности (ή) = коэффициент продуктивности / эффективная толщина. По графикам определяют нижние пределы(порист.

 

ή

 

 

 


                                              пористость  ( или αсп)

 

 

 

 

 

пористость

 

 

 

 


                                                                 log прониц.

 

 

 

 

 

 

αсп

 

 

 

 


проницаемость

 

 

 

 

 

αсп = ПС изуч пласта / ПС опорного пласта.   Нконд (конд знач зффек мощности) = Н эфек * αсп

7.5. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным ГИС.

Суммарную мощность всех н/г насыщ. прослоев в исследуемом пересечении их скважиной называют н/г мощностью. Эффективной мощностью н/г насыщ. отложений называют часть н/г насыщ. мощности из которой возможно извлечение н(г) при заданном режиме разработки зал. Опр-ие эффект. мощности рассмотрим песчано-гл разрез визуальный способ. Основан на зав-ти показан ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород

5.5. Термобарические условия, их влияние на формирование залежей нефти и газа.

Источником УВ, исходя из органической теории происхождения нефти, является органическое в-во, захороняемое вместе с глинистыми осадками.

·     При достижении породами температурного порога около 70о происходит уменьшение энергии сорбционных связей компонентов протонефти со скелетом РОВ. При этих же температурах начинается дегидратация глинистых минералов и вторичное уплотнение глин (отжим гидратных вод), что приводит к уменьшению расстояний между глинистыми частицами минерального скелета породы, сжиманию объемов полостей, вмещающих частицы РОВ, постепенному увеличению внутреннего давления УВ до горного. Это обуславливает гидроразрыв вмещающих глин и прорыв смеси УВ в коллектор.

·     Генетическим показателем, отражающим обстановку седиментации, является изопреноидный коэффициент – отношение пристана к фетану в ОВ. Эта величина формируется еще на стадии диагенеза и мало изменяется в последующем. По величине Ф различают 3 типа обстановок седиментации – резко восстановительная, восстановительная и слабо окислительная. В первом и последнем случае запасы залежей небольшие и встречаются редко.

·     Интенсивность и количество генерируемых УВ определяется типом ОВ. Сапропелевое ОВ из за большего содержания органики генерирует больше УВ чем гумусовое, т они обладают разным нефтегазогенерирующим потенциалом.

·     В преобразовании ОВ на начальном этапе играют важную роль бактерии. Чем больше времени отложения находились на глубине менее 300 метров тем больше вероятность разрушения ОВ за счет анаэробных процессов.

·     Количество генерируемой нефти пропорционально метаморфизму ОВ, который определяется по отражательной способности витринита в масле или на воздухе. Между отражательной способностью витринита и температурой была найдена зависимость.

 

Билет 7

8.7. Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.

Детальная (зональная) корреляция  ор-я в пределах мощного продуктивного горизонта или продуктивного пласта большой мощности с целью выделения в их разрезе зональных интервалов. Зональные интервалы – части мощности продуктивного пласта, которая по своим литолого- фациальным св-м и положению внутри пласта отличаются от других интервалов мощности пласта.(песчаные геологические тела,распространенные  на отдельных участках залежи иногда в пределах всей залежи.) Методика детальной (зональной) корреляции  - перед началом выделяют основные геоэлектрические репера( пласт прослеживающийся во всех скважинах в виде характерных макс и минимумов) *выше кровли продуктивного пласта *ниже подошвы продуктивного пласта * в пределах продуктивного пласта. Если основ. геоэлектрический репер выделить не удается кор-ю проводят  либо по кровли продуктивного пласта или по подошве продуктивного пласта.  Выделяют основные геоэлектрические репера второго уровня прослеживаются по основной группе скв-н, выделяют основные геоэлектрические репера третьего уровня(местные репера) репера прослеживающиеся по некоторой группе скв-н. И потом коррелируют по скв-м. Методика детальной (зональной) корреляции  с помощью выделения групп скв-н по общей мощности. В пределах каждой группы выделяется эталонная скважина (средняя для всех разрезов этого пласта), в которой также учитывается основные геоэлектрические репера. Разрезы скв-н кор-ют м/у собой. Выделяют зональные интервалы и строят зональные карты (карты распространения коллекторов).  По результатам кор –и строят корреляционные схемы- чертежи предназначенные для отображения стратеграфических подразделений, либо прод -го пласта, либо какой либо свиты, в целом разреза месторождения. Геофизическое сопоставление – нет литологической колонки или есть только одна.  Литологическое сопоставление –литологическая колонка по одной скв-не а по остальным – литология по основным свитам или подсвитам. Еще составляют черновые схемы. Типовые разрезы строятся по истиной мощности пород. Средне-нормальные разрезы строятся вертикальным толщинам.

7.6. Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС.

Нет един мнен что считать границей внк (середину переходн зоны, глубину выше кот получают безводн притоки и тд)

Пол-я внк гвк гнк устан-ся по данным комплексных геофиз исслед-й и рез-ам опробован скв: в необсаженной главным образом методами сопротивления, реже радиометрией и аккустикой; в обсаженной радиометрией и отчасти термометрией и аккус.

Внк. При отсут переход зоны и зоны недонасыщен или незначит их мощ-ти (доли метра) и малой зоне проникн фильтрата промывочн ж:

-    

чем больше длина те в 5 тем больше сопротивление

 
начальное – по сопоставлению пс и ик (см рис в вопр 4)(по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл)

 

 

 

 

 


Показания нейтрон-нейтронного кар при переходе от н к водоносной части коллектора м ум-ся если Св>60г/л (большая мин-я) появлен cl приводит к доп поглощению нейтронов  Для нгк эффект обратный.

ГВК опр-ся по электрич методам  так же как внк. Для опр-я гвк исп-ют показания 3 методов. Нк (нгк), Ггкп (плотностной), Ак (акуст)

а) Унк <Унк в.п.  газоносные пл-ты  выдел-ся на фоне аналогичных н или водонос пл-ов пониженным показанием Унк.

б) по сопоставлениям кривых (нормированных) временных замеров. В идеал коллекторе время повторного замера не раньше 3 месяцев

в) по затуханию ампл ультразвуковых кол-й. т к газ поглощает эн-ю аккуст волны в большей степени то ампл кол-й против газонос-ой толщи ниже

На диаграммах АК газонос-е ин-лы выдел-ся повышенным коэф-ом затухан амплитуды аккустич колебаний.

г) ГГКП При наличии остат газа в полностью промытой зоне плотность п и показан ГГКП снижаются (газонасыщенная порода всегда плотностю ниже)

Ограничения последних 3 методов опр-ся глубинность.

Lнк=Lзон=40-60см      Lак=20-25см       Lггкп=8-12см   ,а например Lик=3-4Lз    

т е 3-4м Выделение гнк от гвк разделяется по хар-ке нижележащего пл

Определение текущего положения внк…

Перемещение внк, гвк, гнк опр-ют при исследовании необсаженных оценочных скв, контрольных и дополнительных. Наиболее точные данные пол-ют в необсаж и обсаженных неперфорир скв по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скв опр-е текущ пол-й внк, гвк, гнк затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удалённых частей пласта.

Опр-е текущ пол-я внк по данным гис имеет свои особенности для обсаженных и не обсаженных скв в зав-ти от мин-ции вод, вытесняющих н.

Текущ внк опр-ся так же как и начальный методами электрометрии. В обсаженных скв методами радиометрии.

Контроль за продвижением газо-жидкостных контактов м б обеспечен проведением временных замеров нейтронных методов. При прорыве вод по пс.

5.7. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ. Задачи, цели, виды, масштабы работ.

1.) Региональный этап – это комплекс работ в осадочном бассейне в целом, в нефтегазоносном районе или в пределах небольшой части района, который позволяет выбирать участки, районы, бассейны для начального вложения средств по восполнению ресурсной базы, для подготовки к поисковым работам.

Азучается геологическое строение и оцениваются ресурсы в целом осадочного бассейна или его отдельных частей.

Беологическое строение и ресурсы конкретных зон нефтегазонакопления (сводов, мегавалов, региональных зон выклинивания, литологического замещения и т.д.), т.е выявление приоритетных направлений.                   Проводятся региональные геологические, аэро-космофотосъемка,  геофизические, геохимические съемки, региональные сейсмопрофили, бурение опорных, параметрических и структурных скважин, проведение ГИС, изучение керна. Масштабы от 1:1000000 до 1:100000. Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2 (прогнозные ресурсы)

2.) Поисковый этап – это комплекс работ в пределах первоочередных региональных зон, позволяющий выделить, подготовить ловушки и с помощью бурения оценить их продуктивность, открыть новые залежи и месторождения, выбрать те из них которые окупят расходы на их разведку и обустройство. При помощи геолого-геофизических работ выявляются и подготавливаются к бурению локальные ловушки, уточняется их строение и перспективность по категориям С3 и D0, ведется поисковое бурение с целью открытия месторождений нефти и газа, ресурсы С3 переводятся в промышленные запасы С2 и С1.

                  На первой стадии проводят геологическую, геоморфологическую, аэро-космофотосъемку, геохимические съемки, особое внимание уделяется геофизическим методам (грави-магнитосъемка, електроразведка, сейсморазведка). Масштабы от 1:200000 до 1:25000. На второй стадии бурятся поисковые скважины, проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

3.) Разведочный этап – это комплекс работ, позволяющий перевести общие знания об открытом объекте в набор технологических параметров необходимых для разработки.

·     Предварительная стадия – детальные геофизические съемки, бурение оценочных скважин, экономический анализ рентабельности открытий.

·     Детальная стадия – бурение разведочных скважин, 3D-сейсмика, детальный анализ керна, флюидов, дебитов, экономический анализ. Категории С2 переводятся в С1 и В. Основная задача – чтоб С1 была 75-80% запасов.

·     Доразведка – бурение опережающих эксплуатационных и разведочных скважин, изучение гидродинамических свойств залежей, экономический анализ.

Дальнейший перевод запасов из категорий С2 и С1 в В.

 

Билет 8

5.7. Геохимические исследования при нефтегазопоисковых работах. Биомаркеры и их использование при решении геологических задач.

Прямые геохиметоды

·   газовая съемка: из подпочвенного горизонта отб-ся пробы воздуха. Устанавливают общее кол-во адсорбированного Г, затем отделяют СО2, О2, Н2 и опр-ют УВ-ый состав.

Проводят изуч-е почв: опр-ют содержание карбонатов, песчаной и глинистой фракции; проводят люминесцентный анализ. Опр-ся регион-ый фон и анал-ся остаточные аномалии, к-ые наносят на стр-рные карты или карты аномалий геофиз.полей.

Лучшим адсорбентом газов явл-ся снег, поэтому газъемка в З.С. и др.регионах явл-ся более успешной. Пробы отбирают на глубине 0,3 м от пов-ти в банки с герметичными пробками и дегазирую снег в 2 этапа. Окончательная оценка перспективности дается в комплексе с геофиз. и космич-ими иссл-ями.

·   газо-бактериальная съемка основана на изуч-и бактерий, окисляющих УВ-ные газы. Бактрии, окисляющие УВ, наз-ют метилотрофами.

·   метод «гало ∆С» основан на представлениях, что УВ, мигрируя от глубинных скоплений Н и Г к пов-ти, оставляют «несмываемый отпечаток» в приповерхностных отлож-ях, где происходит окисление метана и возникают изменения в карбонатах.

Биомаркеры – УВ-ое соед-ние, к-ое позволяет решать геоладачи.

Прим: при опр-нии из какого ОВ произошла Н анализируют соотношение:

  - геохим.пар-р

Если соотношение >4 – континентальное ОВ, с ним связаны в основном газалежи.

Если <2 – УВ образовалось в морских усл-ях и оно способствовало накапливанию

Также используют алканы, ароматические УВ.

Миграция УВ: по мере миграции УВ меняют свой состав, т должны оставаться тяжелые компоненты (пр.асфальтены), увел-ся содер-е легких в-в (пр.алканы) и увел-ся кол-во алканов. Миграцию изучают по составу УВ.

При корреляции «Нефть-нефть» по хромотограммам анал-ют то, образовались ли пласты из одного источника.

Сущ-ет 300 биомаркеров, к-ые решают геоладачу.

Деградация нефтей: при разрушении УВ происходит практически исчезновение алканов (при гипергенезе), в результате чего преобладают асфальтовые компоненты, по отношению к смолам к асфальтам. Также испол-ся содер-е Сорг (в З.С. РОВ в Юре – до 5%, в Бажене – до 25%, в Мелу – 1,2-2%), битуминозный коэф-т д/оценки перспектив н/г-носности. Также изучает кероген – это нерастврг.соедин-е.

Если содер-е РОВ (рассеянного ОВ) в породе >0,5-1%, то это благоприятное усл-е для н-обр-ния.

8.8. Характеристика пластовых флюидов, учет свойств при разработке.

1. Нефть – это в основном смесь УВ различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньших кол-вах встр-ся УВ аромат-ого (аренового) ряда.

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу V. Плотность Н при норм-ых усл-ях - от 0,7 (г-ый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см3. Легкие Н с плотностью до 0,88г/см3 наиболее ценные, т.к. обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкость – св-во ж-ти сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динам-кую и кинем-кую вязкости. За единицу динам-кой вязкости прин-ся вязкость такой ж-ти, при движ-ии к-ой возникает сила внут-него трения в 1Н на площади 1 м2 м/у слоями, движ-ися на расстоянии 1 м с относ-ной скоростью 1м/сек, измеряется Па*с. Кинем-кая вязкость - отношение динам-кой вязкости к плотности, измеряется в м2/с. С повыш-ем темп-ры вязкость Н умен-ся. С увел-ием кол-ва раств-ого Г в Н вязкость Н также умен-ся.

-Поверхностное натяжение закл-ся в противодействии норм-ым силам, приложенным к этой повер-ти и стремящимся изменить ее форму. Едзмерения Н/м или Дж/м2.

- Термическое расширение Н – изменение V Н при > t° (при > t° объем Н падает).

- Колориметрические св-ва – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэф-нт поглощения светового потока [1/см]).

- Сжимаемость и расширение – харак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях / Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=(b-1/b)*100 – коэф-нт усадки,

q=1/b – пересчетный коэф-нт.

2. Прир-ые УВ-ые газы нах-ся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто г-ые м-ия, либо в растворенном виде содержится в н-ых залежах. Такие Г наз-ся нефтяными или попутными, т.к. их добывают попутно с нефтью.

УВ-ые газы н-ых и г-ых м-ий представляют собой г-ые смеси, состоящие глбразом из предельных УВ метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10. Причем содержание метана в г-ых залежах преобладает, доходя до 98-99%. Иногда в Г присутствуют пары более тяжелых УВ – пентана, гексана, гептана.

Кроме УВ-ых газов, газы н-ых и г-ых м-ий содержат углаз, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших кол-вах редкий газ (гелий, аргон , неон).

Физ. св-ва газов:

Плотность Г существенно зависит от давл-ия и темп-ры. Она может измеряться в абс-ых единицах (г/см3, кг/м3) и в отн-ных. Отн-ной плотностью Г наз-ют отношение плотности Г при атмосферном давл-ии (0,1 МПа) и станд-ной темп-ре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давл-ия и темп-ры. Для УВ-ых газов относ-ная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Вязкость н-ого газа при давл-ии 0,1 МПа и темп-ре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повыш-ем давл-ия и темп-ры она незначительно увел-ся. Но при давл-ях выше 3 МПа увел-ие темп-ры вызывает понижение вязкости Г, причем Г, содержащие более тяжелые УВ, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкость – кол-во тепла, необходимое для нагревания единицы веса или V этого в-ва на 10С. Весовая теплоемкость Г измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо в-ва опр-ся кол-вом тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы V данного в-ва. Теплота сгорания Г выражается в кДж/кг и кДж/м3 и явл. основным показ-лем, харак-щим газ или топливо.

Если при постоянной темп-ре повышать давл-ие какого-либо Г, то после достижения определ-ого знач-ия давл-ия этот Г сконденсируется, т.е. перейдет в ж-ть. Для каждого Г сущ-ет определ-ая предельная темп-ра, выше к-ой ни при каком давл-ии Г нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая темп-ра, при к-ой Г не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давл-ие, называется критической темп-ой.

Давл-ие, соотв-щее критич-ой темп-ре, наз-ся критич-им давл-ем. Т.о., критичавл-ие – это предельное давл-ие, при к-ом и менее к-ого Г не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была темп-ра. Так, например, критичавление для метана » 4,7 МПа, а критич.темп-ра ‑ 82,50С.

3. Конденсат. В отличие от Н и Г в природе не сущ-ет чисто конденсатных м-ий, т.к. конденсат может образ-ся только в рез-те сепарации г-ой смеси, когда по мере снижения пластавл-ия или темп-ры происходит конденсация УВ-ов.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат харак-ся достаточно высоким содер-ем легких УВ (до C5). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давл-я или темп-ры. В рез-те такого изменения термобарических условий м.б. получен конденсат, в к-ом содержание легких УВ сводится к MIN. Такой конденсат называется стабильным.

При изотермическом снижении давл-ия в однофазной г-ой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давл-ие наз-ся давл-ем начала конденсации. Кроме того, существует понятие давл-ия MAX конденсации. При давл-ии MAX конденсации и заданной темп-ре в жидкой (конденсатной) фазе находится MAX доля УВ смеси.

В природе часто первоначальное пластавл-ие г-ой залежи совпадает с давл-ием начала конденсации. В течение разработки м-ия по мере снижения пластавл-ия происходит конденсация Г в породе-колл-ре.

По хим-ому составу конденсат отличается от Н низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.

Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м3, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

Г/конденсатными следует называть такие м-ия (залежи), в к-ых в Г при высоких давл-ях растворяются жидкие УВ, которые при снижении давл-ия переходят в жидкую фазу, наз-ую газоконденсатом. Кол-во конденсата опр-ют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

Геолого-промысловое изучение г/конденсатных м-ий проводится по такой же схеме, как и для г-ых м-ий. Однако знач-ное внимание при этом уделяется физ-хим-им св-вам г-ой смеси и определению в-ны давл-ия, при к-ом начинает выпадать конденсат.

Г/конденсатные залежи разраб-ют с таким расчетом, чтобы пластавл-ие в них не снижалось ниже давл-ия, при к-ом начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с ППД путем обратной закачки в пласт газа, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.

7.7. Определение коэффициента пористости коллекторов по комплексу ГИС.

По ПС. Суть м-да заключается в наличии зав-ти Кп (чистого песчаника) и Кп гл от глубины залегания.

На диаграммах ПС опр-т положение линии глин и линии песч-в.

Традиционное обоснование опр-е Кп по αпс. Оно осн-ся на установл-ии зав-ти αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. Физ-е основы: αсп рассм-ся как ф-ция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп явл-ся f(Кгл). С увелич-м Кп глинистость уменьшается.

Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается; 2.м-д не работает в инт-х карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение); 3.не применим для опред-я оценки Кп углей.

Гидрофобизация кол-ров приводит к занижению αпс и опред-й Кп.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


                     ( альфа пс=0 в глинах)

По

ГГКП: основан на бп=(1+Кптф+КпКвбв+КпКнбн+КпКгбг

Поскольку ГГКП отражает св-ва полностью промытой зоны, то Кн→Кно=20-25%; Кг→Кго=7,5%.

Для в/нас-х пород бп=(1-Кптф+Кпбв; Кп=(бп.ггкп - бв)/(бтф - бв)*100%. Эта формула применима и для оценки н/нас-ти пород →разница бн (0,83-0,98)и бв(1) не существена.

На практике опр-т зав-ть Кп от бп. При этом бп расч-ся на случай полностью в/нас-й породы.

Необходимым условием оценки Кп по ГГКП явл-ся узкий диап-зон значения плотности тв. фазы. Бтф=2,68 плюс минус 0,015г/см3 (для неокома).

Ограничения: если в породе дост-е сод-ние детрита, то бп снижается; наличие остаточного газа.     нетрадиционный способ:    αпс=дельтаUпсi/дельтаUпс       Кп=аαпс+в    а=Кп чист пес-Кп гл

Нейтронный м-д: основан на ур-нии:

 КпΣ-Δω; (ωΣ-суммарное водородосод-ние).

ωΣ – по данным НК

Δω – поправка на сод-ние

водорода в тв. фазе (в глинах, слюдах, органике).

 Δω=f(αпс или αгк)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По АК: в основе лежит зав-ть скорости или ΔТ от

просветности или пористости.

Кп=[(ΔТ-ΔТск)(а*αпс+b)]0,5  - для Запиб.

М-ды КС: только для в/нас-х пород.

 Рпор-ти=а/Кпm=f(Кп); Рп=ρвп/ρв

Для г/нас-х: опред-е Кп г/нас-х пород

по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного

 газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК.

Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Билет 9

8.9. Начальное пластовое давление в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Анамальное пластовое давление, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.

Факторы формирующие Р в Н. и Г. залежах – напор вод как краевой так и подошвенной, энергия газа и газовой шапки, давление газа выделенного из нефти при  уменьшении Рпл, гравитационные силы, сила тяжести, упругость пласта и насыщаещих его нафти, воды, газа.

Начальное пластовое давление Рплнач  - Р в нефтяной газовой залежи, которое фиксируется при вскрытии водоносных, нефтеносных, газоносных пластов. Для проектирования разработки необходимо знать Рплнач  . по величине которого определяется депрессия на пласт ▲Р = Рпл – Рзаб.  И рассчитываются дебиты нефти и газа. Геостатическое Р –Р веса вышележащих горных пород. Геотектоническое Р – Р создаваемое при деформации горных пород. Гидростатическое Р- Р создаваемое весом столба жидкости. Рпл приблизительно равно Р гидростат. Рпл =  Hgводы/10   Мпа Статическое пластовое давление – это давление в залежи, когда в ней закончилось перераспределение давлений до начала момента разработки залежи, когда разработка залежи проходит при небольших депрессиях и в течении длительного времени Забойное давление- давление на забое работающей скважины. Динамическое давление- это давление в залежи, когда перераспределение еще не произошло. статический уровень –это уровень жидкости в скважине = пластовому давлению Динамический уровень- уровень в скважине, который будет соответствовать забойному давлению

Причины АВПД высокое Геостатическое Р, низкое Гидростатическое Р, существование газ залежей большой высотой, нагнетание пластичных масс горных пород в поровое пространство залежей, наличие различных экранов и закупоривание порового пространства, наличие связи с вышележащими пластами имеющими высокое Рпл, наличие землятресений в процессе которых происходит выветривание массы горных пород за счет гидродинамической связь увеличивается в пределах залежи и в ближних слоях дебиты Н  и Г увеличиваются в 2-3 раза, подъем залежи с высоким Рпл  на более высокие гипсометрические отметки за счет тектонических движений либо опускания либбо поднятия земной поверхности. Формирование АВПД зависит от, опускания   на более низкие гипсометрические отметки, когда Р гидростат в 1-1,5 раза выше Р фиксируемого в данной залежи. Выщелачивание порового пространства в следствии увеличение V, и уменьшение Рпл. Роль АВПД  его появление –осложнения при бурении и затрудняет разведку Н и Г местор- й, т.к.  нужно применять утяжеленные глинистый растворы , что затрудняет создание сплошного цементного камня в затрубном пространстве тем самым способствует прорыву вод. Еще проникая в поры пласта, утяжеленный глинистый раствор создает неблагоприятные условия для испытания пластов, т.к. нужна создавать значительные депрессии в скважинах, что может привести к слому эксплуатационной колонны. Приведенное Рпл - Рпл которое пересчитывается на начальное положение ВНК. Если ВНК наклонный – берется сред отметка его положения и по ней пересчитываются все Рпл замеренные в скважинах. Когдо высота Н залежи очень большая(200-300 м и более) Рпл пересчитыыыывается на горизонтальную плоскость, проходящую по середине этой залежи. Рпл привед  = Рз + Нgнефти / 10  Рз –Р замеренное,

Н – глубина в абсолютных отметках, gнефти – плотность нефти в пластовых условиях. Если ниже ВНК то Рпл привед  = Рз - Нgводы / 10 .

5.8.  Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы.  Опорное, параметрическое бурение: требования, использование.

Региональный этап – это комплекс работ в осадочном бассейне в целом, в нефтегазоносном районе или в пределах небольшой части района, который позволяет выбирать участки, районы, бассейны для начального вложения средств по восполнению ресурсной базы, для подготовки к поисковым работам.

                  Изучается геологическое строение и оцениваются ресурсы в целом осадочного бассейна или его отдельных частей, а также геологическое строение и ресурсы конкретных зон нефтегазонакопления (сводов, мегавалов, региональных зон выклинивания, литологического замещения и т.д.).

В итоге работ накапливаются знание о строении разреза, стратиграфически привязываются сейсмические горизонты, строятся карта по основным ОГ, тектонические схемы, производится качественная и количественная оценка нефтегазоносности.

                  Комплекс работ составляющий региональный этап, позволяющий создать основу для поисковых работ:

1.   Геологическая, структурно-геоморфологическая съемка (от 1:1000000 до 1:100000).

2.   Аэро- и космическая съемка (1:1000000 – 1:200000).

3.   Гравика, магнитка, электрометрическая съемка (1:500000 – 1:200000).

4.   Сейсморазведка

5.   Геохимическая и гидрогеологическая съемки.

6.   Бурение опорных, параметрических, структурных и колонковых скважин.

7.   ГИС, испытания.

8.   Изучение керна и шлама.

9.   Научное обобщение с использованием математических методов и моделирования на ЭВМ.

Опорные скважины закладываются в благоприятных структурных условиях, до фундамента или до технически возможных глубин. Основная цель – всестороннее изучение строения разреза. Предполагается максимально возможный отбор керна по всему разрезу, полный комплекс ГИС, геохимические, гидрогеологические, гидродинамические исследования, опробование и испытание перспективных объектов.

Параметрические скважины – закладываются в пределах крупных тектонических элементов или локальных структур и на территории перспективных зон нефтегазонакопления. Цель – уточнение, детализация строения перспективных литолого-стратиграфических комплексов, коллекторов и флюидоупоров; изучение физических свойств (для интерпретации геофизических исследований) пород и органического в-ва пород. Проводятся те же исследования что и в опорных, отбор керна около 20% от общей глубины.

7.8. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС.

Основано на исп-нии данных м-в КС и проводимости. Традиционный способ основан на исп-нии след-х завис-тей: Рн=ρнп/ρвп=а1/Квn; Рп=ρвп/ρв=а0/Кпm (2). По данным ГИС опр-т ρнп, ρв →Кп, с пом-ю ур-ния (2) расч-т ρвп→Рн→Кв→Кнг=(1-Кв).

Методика объемной водонас-ти : она основана на установлении зав-ти м-у сопрот-м н/нас-й породы и её объемной в/нас-тью.  ρнп=а/w^n (3)

Для получения зав-ти (3) необходимы прямые опред-я в/нас-ти пород по керну. Это достигается бурением скв-н и отбором керна с исп-м р-ров на УВй основе (РУО, РНО). Альтернативой явл-ся бурение на обычной основе с исп-м спец-х керноприемников (РВО).

Опред-е Кнг по данным НМ. При Св≥120-150г/л, возможны оценки Кнг по данным НМ (ИННК). При этом предполагается что известно вел-на Кп по ГИС.

Опред-ся ωΣi по ИННК – объемное водородосод-е. ωΣ – Δω=Кпннк; Кп.иннк=f(Кп) – либо по керну, либо по ГИС.

Оценка г/нас-ти основана на этом эфф-те.  Кпк=f(Кп).

ингк так же как иннк только в воде обратно

 
                                                                 ИННК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Билет 10

8.10. Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.

Режим Н и Г залежи – характер проявления преобладающего вида энергии, продвигающей Н, Г к забою скважины и зависящий от естественных природных условий пласта и мероприятий по воздействию на пласт. Виды энергий – энергия подошвенных и краевых вод, упругость жидкости и горных пород, наличие газовых шапок, энергия растворенного в нефти Газа, гравитационные силы, энергия расширяющегося газа. По преобладанию энергии выделяют  в Н залежах водонапорный, упруговодонапорный, режим газовой шапки (газонапорный режим), режим растворенного газа, гравитационный режим. Для Г залежей газовый (расширяющегося газа), газоупруговодонапорный, газоводонапорный. Проявление каждого режима судят по  изменению Рпл, газового фактора, дебита Ннижение Рпл от суммарного и текущего отборов, по изменению обводненности.   Для Н залежей  Водонапорный режим – пласт сложен кварцевыми песчаниками с хорошей отсортированностью, отсутствуют тектонические нарушения, и замещение пласта глинами. Рпл падает медленно, Рнасыщения – высокое Рпл > Рнасыщения , газовый фактор на одном уровне. Уменьшение  Рпл зависит от текущего отбора жидкости. КИН –0,7-0,8 Упруговодонапорный режим - зависит от упругости пластовой жидкости (нефти, воды),породы, растворенных в ней газов. Характерно для ЗапСибири. Расстояние м/у залежами и областью питания пласта 80-100км. Пласт сложен как кварцевыми так и полимиктовыми песчаниками, которые замещаются глинистыми породами. Проницаемость коллекторов низкая Рпл зависит как от текущего так и от суммарного отбора Н. Рпл значительно уменьшается, а иногда величина его снижения будет превышать Рнасыщения , поэтому из нефти может выделиться  растворенный в ней гази создаватся вторичные газовые шапки. Обводненность постепенно увеличеватся, газ фактор постоянен, но при уменьшении Рпл < Рнасыщения может резко увеличится. Поэтому рекомендуется поддержание Рпл уже с первых этапов разработки. КИН 0,4-максиум 0,7. Газонапорный режим чем больше Г шапка тем характернее проявление данного режима. Рпл зависит от суммарного отбора нефти. При значительных отборах нефти Рпл может уменьшается за счет этого растворенный в нефти газ продвигается в газовую шапку, вязкость Н увеличивается. За счет уменьшения Рпл в нефтяной оторочке продвижение Н в Газовую шапку за счет этого Н будет безвозвратно потерена. Для изоляции Г и Н части барьерное заводнение. Бурение нагнетательных скважин в пределах внутреннего контура Г носноти, для отсечения Г части от Н. КИН 0,5- 0,75. Режим растворенного газа  Рпл  близко к Рнасыщения . При незначительном уменьшении Рпл из нефти начинает выделятся Газ, который продвигаясь по поровым пространствам увел скорость подвижности Н. Поэтому на первых этапах разработки высокие дебиты Н и газ фактор = коэф раств. Г в Н. При дальнейшем увеличении Рпл  ниже Рнасыщения знач увеличении газ фактора за счет увеличения фазовой проницаемости для Г. Фаз. Прониц для Н уменьшается - уменьшается дебит Н и увеличенивается Газ фактор . Газ устремляется в повышенные части структуры будет создавать вторичные Г шапки. КИН 0,1-0,3.

Гравитационный режим – движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. КИН 0,3-0,4. Режимы Г залежей  газовый (расширяющегося газа) приток газа за счет упругих сил газа. Силы краевых и подошвенных вод равны 0. Дебит газа на единицу падения Рпл для любого периода разработки = const .Метод подсчета запасов газа по падению давления. Газоупруговодонапорный развитие режима обусловлено проявлением упругости Г, породыоды пласта, энергии поступающего Рпл. Газоводонапорный режим в комплексе как от расширения Г так и от воздействия краевой и подошвенной вод. Рпл зависит от текущего и суммарного отбора жидкости.

7.9. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным ГИС.

Опред-е Кг/нас-ти возможно по данным нейтронных м-дов при Кп >15% и Рпл < 50Мпа  после расформирования зоны проник-я.

Кп=Кп общ.[Wв(1-Кг)+Wг*Кг], где Кп,н – коэф-т пористости опред-й по нейтронным м-дом; Кп общ. – определенный либо на керне, либо по гамма-гамма-плотностному м-ду.

Wв=1-0,36Св       Wг~Тпл, Рпл         WСН4»Рпл/623

Если кол-р глинистый, то в эту формулу прибавляется водосод-е; если нефтенасыщенный, то прибавляется Wнн, Wн=9/7dн.

1)Кн по м-ду сопротивления

2)Кг по нейтронным м-дам

3)Кн=Кнг-Кг

В кол-рах с трехфазным насыщением, сод-х в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэф-ты нефте- и газонасыщ-я, учитывая, что Кн+Кг+Кв=1. Эта задача решается одним из след-х способов:

аа образцах консервированного керна, извлеченного при бурении скв. На РНО, опред-т сод-е в порах н. и воды, а коэф-т газонас-я рассчитывают по формуле Кг=1-Кн-Кв;

б)в разрезах скв-н находят параметры Кв и Кг по комплексу м-дов электро- и радиометрии ГИС, а затем расчитывают: Кн=1-Кг-Кв см так же вопр 8

5.9.  Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка прогнозных, потенциальных ресурсов нефти и газа на разных стадиях изученности.

Качественная оценка перспектив нефтегазоносности осуществляется на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности (высокоперспективные, перспективные малоперспективные и бесперспективные) и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности.

Выделяются объекты прогноза, описываются, сравниваются с похожими но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности. Имеет широкое распространение экспертные методы, т принятие решения группой профессионалов.

                  Количественная оценка перспектив нефтегазоносности – это определение величины, пространственного размещения и внутренней структуры ресурсов нефти, газа и конденсата (оценка D1 и D2). Основными этапами количественного прогноза являются:

-                 выбор модели и метода прогнозирования

-                 установление на материалах эталонов количественных зависимостей между прогнозируемыми характеристиками и измеренными

-                 дифференциальная и интегральная оценка ресурсов объекта прогноза по установленным зависимостям;

-                 геологическая интерпретация результатов прогноза с определением доверительных интервалов или кривых распределения вероятностных оценок, а также общей степени их достоверности.

Существует ряд методов для решения этих задач:

1.               Метод сравнительных геологических аналогий( определение удельных плотностей запасов на еденицу площади или объема, при этом сходство между эталоном и расчетным участком называется коэффициентом аналогии). К этому методу можно причислить объемно-статистический, объемно-балансовый и методы многомерного математического моделирования (регрессионный анализ, метод распознования образов и др.)

В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2.               Объемно-генетический (заключается в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и акумуляции).

3.               Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики и характеристиками процесса                   освоения ресурсов ( т на основании данных разработки, используются зависимости типа добыча-время, запасы-время и   т.д.).

 

Билет 11

8.11. Понятие о продуктивности и производительности скважин. Коэффициенты продуктивности и приемистости, методы их определения. Гидропроводность, проводимость, подвижность, количественная оценка.

Коэффициент продуктивности – это отношение суточного дебита нефти к депрессии. Он определяется по индикаторной диаграмме. h=Qсут/DP. Этот коэффициент можно также рассчитать по КВД, но будет иметь место большая погрешность.

 Существует удельный коэффициент продуктивности – он используется для оценки дебитов новых скважин, при оценке кондиционных значений коллекторских свойств.

Коэффициент приемистости – это коэффициент продуктивности для нагнетательных скважин. Также определяется по ИД, при его определении используется показатель репрессии (Рзаб-Рпл).

Производительность – это суточный дебит скважины. Он зависит от коэффициента продуктивности и связан с геолого-промысловыми характеристиками пласта.

Гидропроводность: .

Подвижность определяется по формуле: .

И проводимость: .

По проводимости определяют удельный дебит нефти, приходящийся на каждый зональный интервал.

5.10.  Поисковый этап, стадии, задачи, цели, комплексы геологоразведочных работ, масштабы. Дистанционные методы поисковых работ на нефть и газ.

Поисковый этап – это комплекс работ в пределах первоочередных региональных зон, позволяющий выделить, подготовить ловушки и с помощью бурения оценить их продуктивность, открыть новые залежи и месторождения, выбрать те из них которые окупят расходы на их разведку и обустройство.

На первой стадии при помощи геолого-геофизических работ выявляются и подготавливаются к бурению локальные ловушки, уточняется их строение и перспективность по категориям С3 и D0, на второй ведется поисковое бурение с целью открытия месторождений нефти и газа, ресурсы С3 переводятся в промышленные запасы С2 и С1.

Основные виды работ на первой стадии:

1.   Геологическая съемка (1:50000 – 1:10000)

2.   Геоморфологическая съемка (изучение современного рельефа, и связи с древними тектоническими движениями)

3.   Структурно-геологическая съемка (структурное бурение с обязательным вскрытием опорного маркирующего горизонта)

4.   Аэро-космофотосъемки

5.   Геофизические методы – магнито-гравиразведка, электроразведка, сейсморазведка (1:200000, 1:100000 с плотностью сейсмопрофилей 0.5-1 км/км2). Применяются прямые методы поисков с помощью сейсмики – выявление “аномалий типа залежь”.

6.   Прямые геохимические методы – газовая и газобактериальная съемка, анализ воды.

На второй стадии планируются объемы поискового бурения, выбор направлений поисковых работ, оптимальное   размещение поисковых скважин, бурятся скважины, проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

7.10. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов по геофизическим данным.

Может быть выполнено по пар-ам полностью промытой зоны пл

1. по ρпп (ρмбк или ρмпз/ρмгз)    Рн=ρпп/ρпп,в=а1в ппвn1

    Рн=ρппв/ρсмеси   ,  П-пар-р поверх пров-ти- тоже влияет

2. по ЯМК (адер магнит кар-ж)  опр-ют Индекс Свободного Флюида  т е Кпэф

если Кп известно Кно=(Кп-Кпэф(ямк))/Кп-Ков

возможно исп-е нейтрон мет-ов

3.Способ Сургучова скв-на на РНО эти пар-ры находят по ГИС

-сопр-е промытой части пласта;

-пар-р поверхностной проводимости (в зав-ти от aсп);

-сопр-е БР, наход-ся в зависимости от самого сопрот-я р-ра и t пласта;

 

Билет 12

8.12. Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр.

Нефтеотдача – количество отобранной Н или Г / начальным балансовым запасам . Конечный коэф нефтеизвлечения = суммарный проектный отбор Н и Г /  нач бал запасы. Текущий КИН – на определенную дату. Фактический КИН = фактич доб Н или Г / балансовые запасы Н или Г. КИН определяется  * коэф вытеснения = количество Н промытой при максимальном количестве воды из образца / начальное количество Н в образце * коэф заводнения = обьем залежи заводненной / обьем залежи * коэф охвата разроботкой = обьем залежи, охваченной процессом разработки / обьем общей нефтенасыщенной части залежи. КИН зависит от * природного режима залежи ( коэф Г отдачи при расчетах =1,но при Г режиме и расширяющегося Г  0,93-0,97 , при газоупруговодонапорном режиме 0,830-0,910 , при газоводонапорном режиме  0,91-0,95 , конденсотоотдача 0,8.* фильтрационных характеристик пласта ( проницаемости, гидропроводности)* геологической неоднородности, прерывистости пластов, вязкости Н, вязкости Н / вязкости закачиваемой воды, коэф нефтенасыщенности * активности вод пластовых, находящихся за контурам нефтеносности.  Остаточная нефтенасыщенность (за начальным и текущем контуром) в оценочных с/х путем отборе керна при промывочной жидкости на Н основе. Значительно улучшают нефтевымывающие свойства закачи­ваемой воды добавки поверхностно-активных веществ (особенно так называемых неионогенных ПАВ, например, полиэтилена и др.).  Для увеличения КИН – бурение пологих, горизонтальных скважин, добавке в закачиваемую воду загустителей — жидкого стекла, полимеров. Наибольшее применение получили полиакриламиды (ПАА). Нагнетание в пласт водовоздушных (водогазовых) смесей и пен (пенообразующих агентов) Весьма эффективной является закачка воды с растворенным в ней СО2 (карбонизированной воды). Нагнетание сухого газа под высоким давлением (выше 26 МПа) повышает нефтеотдачу почти на 10—15%, использование при закачке воды оторочки из сжиженных газов (обычно пропана), применения различных термических методов: закачки в пласт перегретого пара, горячей воды, прогрева призабойной зоны с помощью электронагревателей, осуществление подземных термоядерных взрывов.

5.11. Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поис­ковых скважин.  Поисковое бурение, требования к поисковым скважинам.

Существует несколко способов размещения поисковых скважин:

Размещение по профилю. На длинной оси структуры бурят от одной до трех

скважин, вначале в своде потом

 на переклинали. На ассиметричных

складках скважины бурятся в

пологом крыле. Реже используется

 размещение типа «крест» (2 на

 переклинали 2 на крыльях 1 в своде)

На тектонически нарушенных структурах. По геофизическим

 методам определяется

тип нарушения.

 Скважины закладываются

 в каждом блоке, число

зависит от размеров залежи.

По радиальным профилям. В случае наличия соляного или глиняного

 купола либо если залежь

 изометрична, скважины

 размещаются на склонах,

скважины могут быть

 наклонными, в случае

 трех скважин закладываются

 друг относительно друга под углом 120о.

На многокупольных поднятиях . В случае если на нескольких куполах скважины открыли залежи, то проверяется наличие залежей между скважинами.

Заложение в критическом направлении. При поиске залежей в структурах осложняющих моноклинали и часто выполаживающихся вверх по разрезу. Первая скважина закладывается в своде, вторая в направлении регионального подьема, третья в направлении регионального погружения.

На неантиклинальных ловушках. Если залежи вдоль разлома, шнурковая или в бывшем русле реки, бурение может проводится в крест простирания пород коллекторов, методом равносторонних треугольников либо зигзаг профильного бурения.

Количество поисковых скважин определяется в зависимости от размеров предполагаемой залежи и наличия материально-технических ресурсов. Затраты на поисковое и разведочное бурение должны окупаться в процессе разработки.

Имеются две стратегия поиска – “ползущая” и “сгущающая”. Сущность ползущей заключается в  крайней неравномерности размещения и в постепенном перемещении поисковых работ как по площади, так и по разрезу. Такая стратегия диктуется ограниченными экономическими и производственными возможностями. Сгущающая стратегия поиска – это равномерное размещение объемов геолого-поисковых работ на территории региона с целью выявления всех основных зон нефтегазонакопления на начальном этапе изучения региона.

При использовании сгущающей стратегии выигрыш в получении большей информации о строении региона и его перспективности, а при использовании ползущей меньше затраты, больше вероятность что они окупятся и как следствие меньше риска.

                  Поисковые скважины бурятся на максимально возможную глубину, полный отбор керна в продуктивных интервалах, весь комплекс ГИС, испытания всех объектов (не испытывается только те где по ГИС – вода).

7.11. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы ее определения.

Суммарное сод-ние в породе капиллярно-удержанной и физически связанной водыопределяют как остаточную воду, хар-зуя сод-ние её в объеме пор породы коэф-том остаточного водонасыщения: Кв.о.=Vв.о./Vп, где Vв.о., Vп – соотв-но объемы остаточной воды и пор.

Для определения Кв.о. в практике петрофизических лабораторий применяют несколько способов, которые можно разделить на две группы. К первой относится единственный способ, получивший название прямой метод, в котором определяют кол-во воды, содержащееся в образце породы (капилярометрия- м-д полупроницаемой мембраны, т е гравитационное вытеснение поровой воды-нефтью), извлеченном при вскрытии продуктивного коллектора скважиной с нефильтрующейся промывочной жидкостью – р-ром на нефтяной основе (РНО). При реализации прямого метода необходимым условием является сохранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющих поры образца в пластовых условиях.

Все остальные м-ды косвенные различаются условиями моделирования остаточной воды в образце. Общим для них является подготовка образца к эксперименту путем экстрагирования из образца УВ и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших поры образца в естественном залегании. (м-д капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении темп-ры и с сохранением её постоянной (изотермическая сушка), м-д влагоемких сред, м-д ЯМР).

На практике опр-ют вел водоудерживающей способности Квс. отражает способность удерживать воду при заданных стандартных условиях её вытеснен.

 

Билет 13

5.12. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Разведка многопластового место­рождения. Расчеты оптимального количества скважин для разведки нефтяных и га­зовых залежей. Стратегия и тактика разведочных работ.

Разведочный этап – это комплекс работ, позволяющий перевести общие знания об открытом объекте в набор технологических параметров необходимых для разработки.

·     Предварительная стадия – детальные геофизические съемки, бурение оценочных скважин, экономический анализ рентабельности открытий.

·     Детальная стадия – бурение разведочных скважин, 3D-сейсмика, детальный анализ керна, флюидов, дебитов, экономический анализ. Категории С2 переводятся в С1 и В.

·     Доразведка – бурение опережающих эксплуатационных и разведочных скважин, изучение гидродинамических свойств залежей, экономический анализ. Дальнейший перевод запасов из категорий С2 и С1 в В.

Система размещения скважин выбирается в зависимости от формы, размеров и типа залежи, но основное правило должно быть соблюдено – на каждую скважину должно приходится примерно равное кол-во нефтенасыщеных пород.

1.   Профильная

2.   Кольцевая

3.   Метод треугольника

4.   Смешаный способ размещения

Этажи разведки – группы пластов с близкими по строению, размещению и фазовому состоянию залежами. Каждый этаж разведуется своей сеткой скважин, этаж разведки всегда больше чем этаж эксплуатации.

Базисный горизонт (залежь) – самый крупный по размерам и запасам, разведуется в первую очередь.

В случае многопластового месторождения в один этаж не объединяются пласты разделенные мощной водоносной толщей. Если залежи разных горизонтов при проецировании на одну плоскость перекрываются только на 25% или менее – то залежи разведываются раздельно. И если пласт с АВПД то тоже не объединяется.

Количество разведочных скважин зависит от размеров, запасов залежи и литологической изменчивости и наличия материальных ресурсов у предприятия. В любом случае необходим детальный геологический и экономический анализ имеющихся сведений об объекте. Условно принимают площадь квадрата вокруг скважины для нефтяной залежи 4-9 км2, для газовой от 16 км2 и более, “квадраты” размещают не перекрываясь по площади залежи.

Мелкие залежи обычно разведаются 3 скважинами и переводятся в эксплуатацию. Гигантские разведываются по блокам. Газовые залежи разведываются меньшим числом скважин, немедленно переводятся в эксплуатацию. Основной принцип – сокращение времени окупаемости капитальных затрат, увеличение запасов промышленной категории с наименьшими затратами.

8.13.  Обоснсход.геол.факторов.учит.

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

Основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геологопромысловая характеристика объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на мезо-, макро- и мета - уровнях.

К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов колекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне,—чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами. приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей. зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

 

7.12.Прямой способ определения нефтегазонас. (остаточной водонасыщенности) продуктивных коллекторов.

Основан на отборе и исслед-ии керна с сохранённой пласт насыщенностью.

 Лабораторными м-ми величина Кн непосредственно не определяется. Находят прямым м-ом Кв.о. или Кв на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных м-дов на экстрагированном образце величину Кв.о., а затем расчитывают Кн по формулам: в зоне предельного насыщения Кн=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кн=1-Кв. Аналогичным образом получают значение коэф-та газонасыщения Кг газоносных кол-ров, определяя в лаборатории одним из рассмотренных способов Кв.о. или Кв (прямым м-дом), а затем рассчитывают по формулам: в зоне предельного насыщения Кг=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кг=1-Кв.

т е  1) РНО (РУО) соед-е воды опр-ся экстракционно-дистилляционным способом     2) исп-е обычных РВО но с изолирующей технологией отбора керна (керноприёмная трубка заполнена маслом) оба метода связаны с дегазацией керна и вместе с газом вода частично теряется.

Билет 14

8.14.  Стадии и этапы проектирования разработки. Требования, предъявляемые к различным документам по проектированию разработки.

Разработка комплекс технологических процессов, направленных на извлечение Н, Г и пластовой воды из недр к забоям добывающих скважин при осуществлении либо естественных либо искуственных режимов воздействия на продуктивные пласты. Система разработки разбуривание залежи (эксплуатационного обьекта) по определенной схеме или плану добывающими или нагнетательными скважинами. Этапы разработки - *изучение геолого-геофиз и геолого-пром материалов и создание геолого-пром модели залежи эксплуат обьекта, котор и учитывается при производстве гидродинамических расчетов.*на основе трех мерной геолого-пром модели производятся гидро-геолого динамические расчеты, для оценки добычи Н, Г, жидкости, закачиваемой воды, динамику кол-ва, добыв и нагнет скв-н как за весь срок разработки так и за период на 10-15 лет.* проведение технико –эконом расчетов, учитывающие нормативы на бурение, эксплуат. скв-н, и расчитываются наиболее рациональные варианты разработки. Стадии проектирования разработки  две стадии *составление технологической схемы разработки СР. * составление проекта разработки.  На каждой  стадии проектирования разработки * проект пробной (опытна-промышленной) эксплуатации *составление принципиальной схемы разработки * составление технологической схемы разработки- ТСР * составление генеральной схемы разработки месторождения. Когда составляют проект разработки ( какого либо участка или площади, залежи) * составление проекта разработки *составление проекта разработки залежи эксплуатационного обьекта *составление авторского надзора или геолого-пром анализ состояния разработки с предложением по улучшению системы разработки. Принципиальная схема разработки документ в состветствии с которым утверждается основные принципы разработки месторождения. Порядок и количество выделения эксплуатационных обьектов, очередность их ввода в разработку.  ТСР - проект разработки либо эксплуатационного обьекта в пределах многопластового месторождения, либо участок какой либо площади или по нескольким отдельным площадям или участкам где производится воздействие на пласты различными МУН.

Генеральная схема разработки документ в котором проектируется ввод месторождения в разработку нескольких эксплуатационных обьектов. По каждому из которых ТСР.

5.14 Корреляция разрезов скважин - региональная, межрайонная. Методы корреляции морских и континентальных отложений. Использование материалов сейсморазведки. Принципы индексации пластов в Западной Сибири.

Корреляция бывает разной по масштабу: 

·     региональная (между региональными нефтегазоносными территориями)

·     межрайонная (между нефтегазоносными районами к примеру Сургутский-Вартовский)

·     площадная (между площадями или месторождениями)

Исходными данными для корреляции являются:

·     По ГИС берется комплекс КС, ПС, ГК.

·     По палеонтологическим данным

·     Палинокомплексы (спорово-пыльцевой) в случае континентальных отложений

·     Сейсмика для отображения пространства между скважинами позволяет создать единую седиментационную модель (замещения, выклинивания, разломы)

·     Литогеохимические данные (корелляция минералов)

Морские и континентальные отложения резко отличаются:

При корреляции морских отложений выделяются маркирующие горизонты (реперы) в ЗС к ним относятся: Баженовская, Георгиевская, Кошайская, Кузнецовская свиты, Сармановская пачка глин и т.д.(они однозначно выделяются и коррелируются, обладают характерными петрофизическими св-вами). Характерна выдержаность по площади глинистых пачек, поэтому сначала коррелируются глины, а затем всё остальное. При межрайонной или региональной корреляции привлечение фауны.

Континентальные отложения – характеризуются резкой невыдержанностью на коротких расстояниях, резкие колебания литологии и мощностей, поэтому корреляция проходит по циклам седиментации, коррелируются пачки затем пласты. Коррелятивами могут быть пласты углей, древние коры выветривания.

К1-2 :

В неокоме:                        А1-12                Вторая буква – район (АСВ итд)

                                         Б1-15

                                         Ач1-5

Викуловская                      Вк1-5

Покурская  Пк1-22

J1-3:

Баженовская - Ю0

Абалакская - Ю1к

Васюганская - Ю1

Вогулкинская - П1-3

Тюменская - Ю2-9

J1 – Ю10-15

·                  

7.13. Глинистость пород, лабораторные и геофизические способы ее определения.

-понятие минералогическое (каолинит, гидрослюда, хлорит, монтморелонит); гранулометрическое (фракции различных диаметров и их сод-е) см вопр 1

К глинистым мин-лам относят минералы амоно-силикатного состава (гидрослюды, монтморелонит, каолинит). Размеры глинистых мин-в от нескольких мм до мкм. Маленькие размеры – высокая дисперсность – огромная адсорбционная способность. Глинистые ч-цы сущ-но влияют на пористость, прониц-ть, остаточную водонас-ть и др. физические св-ва. Это всё приводит к возникновению аномальных физ-х хим-х св-в.

Глинистость ОП хар-ся содержанием в минеральном скелете ГП частиц с эффективным диаметром меньше 0,01мм. Глинистость уст-т по данным гранулометрического анализа. Сгл=m<0.01мм/mтв., Сгл – массовая глинистость в долях ед.; mтв – масса сухой навески анализируемого порошка – масса тв. Фазы мин-го скелета ГП; m<0.01мм – масса фракции с эф-м диаметром < 0.01мм.

Гранулом-й анализ: исследуемые образцы экстрагируют в аппарате СокслетаÞ образец дезинтегрируют , превращают в порошок, обрабатывают 5-10% р-ром соляной кислоты HCl, отмывают в дистилированной воде, высушивают в термостате при  t=105оС и опр-т массы определенной фракции Þ просеивают на ситах разного размера, определяют содержание ч-ц разного размера.

Погрешности: - при стирании не гарантируется переход в порошок всех ч-ц <0,01мм, т.к. глинистые мин-лы могут содержаться в зернах полевых шпатов и др. мин-в; - обработка р-ром HCl – необратимо изменяет первоначальную массу образца, его минеральный и гранулометрический составы, т.к. растворяются не только карбонаты, но и ряд смешено-слойных глинистых минералов.

(так же расчетным путем определяют коэф-т объемной глинистости, коэф-т относительной глинистости, коэф-т пористости скелета, агрегатную глинистость – все коэф-ты хар-т дисперсную (рассеяную) глинистость; слоистая глинистость – хар-т сод-ние в ГП глинистого мат-ла, чередуется с прослоями коллектора). Современный способ- применение счётчика Культера. в пробирку с колиброванным отверстием помещается 2 электрода, и при прохождении частички появляется импульс. предварительно прибор калибруется порошком с заданным размером частиц

Определение глинистости м-дами ГИС:

1.определение глинистости по ГМ. Основано на зав-ти ГМ от Сгл. Сгл®Vглин.

Кгл=Сгл(1-Кп), где Кгл – доля объема породы занимаемого глинистым мат-лом. Глинистость по ГМ будет зависеть от дополнительной радиации (полешпатовые песчаники).

2.Метод ПС. hгл – относит-я глинистость- это степень заполнения глин-м мат-лом порового пространства. 1-низкая минерализация пластовых вод = 10-15 г/л; 2-средняя = 30-40 г/л; 3-высокая. Если глинистость рассеяная: Кгл=hгл*Кп/(1-hгл) Þ hгл=Кгл/(Кгл+Кп). Если глинистость слоистая:

c-показатель слоистости глин. Зависимости с aсп лучше работают в случае с рассеяной глинистостью и маленькой минерализ-ей пластовых вод.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Билет 15

8.16. Понятие и разработка многопластовых месторождений. Принципы выделения эксплуатационных объектов. Этапы разработки, основные и возвратные объекты.

Многопластовые залежи – отдельные залежи приуроченные к пластам, занимающим отдельное место в разрезе, характеризующиеся индивидуальными свойствами. Сверху вниз- при ударном способе разработке (20х годов) но нельзя оценить ресурсы месторождения , выявить наиболее продуктивные пласты, разведка и доразведка затягивается на долгие годы увеличивалась длина эксплуатационной колонны и увеличивалась себестоимость нефти. Снизу вверх –при вращательном бурении –позволяла вскрыть весь разрез и изолировать все продуктивные пласты , уменьшение затрат на бурение, но сроки разработки затягивались. Сначала в эксплуатацию вводится нижний горизонт, а вышележащие (возвратные) после полного разбуривания нижележащих горизонтов. Комбинированная разработка- серия эксплуатационных скважин бурится как одновременно так и последовательно – увеличение темпов добычи, снижение себестоимости Н и Г. Эксплуатационный объект (ЭО) – один или группа пластов, предназначенных для совместной разработки одной серии эксплуатационных скважин. Этапы выделения ЭО –*до 20-х – ударный способ *23-46 гг –роторное бурение *46-48 до 1965 законтурное заводнение  применено у нас( впервые в Америке) *64-75 выделение ЭО обьеденение пластов ( обьединялось очень много пластов, например группы пластов АВ или БВ) *75- до н.в. анализ геолого промысловой характеристик пластов и выявление необходимости обьединения не более 2-х пластов. Принципы выделения ЭО - * качество Н совмещаемых пластов с технологической точки зрения должно быть одинаковым * литолого –физические св-ва пластов ( пористость, проницаемость, лит состав, мощность) должны быть сходными * энергетические свойства  пластов Рпластовое должны быть сходными. * геолого-промысловые показатели должны быть сходными (контуры нефтеносности приблизительно одинаковы, дебит).

5.15. Палеоструктурные карты, изопахический треугольник, палеотектонические профили - методика построения, использование при геологоразведочных работах.

Главный принцип – изучение мощностей, поверхность на которой мы изучаем – выравниваем.

Палеоструктурные карты – это карта разности глубин залегания исследуемой поверхности и вышезалегающего по разрезу стратиграфического подразделения, в итоге получается структурная карта исследуемого объекта на время конца накопления вычитаемого горизонта.

Изопахический треугольник – это набор палеоструктурных карт, расположенных в определенной последовательности сгруппированных в треугольник, позволяющий отследить всю эволюцию исследуемой структуры (локального поднятия, вала, свода). Горизонтальные ряды карт – палеоструктурные карты по одному из опорных горизонтов для различных этапов времени.

Палеотектонический профиль – это геологический профиль на определенное геологическое время, строится так же как и палеоструктурные карты путем отнимания, причем отнимаемая граница на палеопрофиле будет принята горизонтальной поверхностью.

Для палео - постороений рекомендуется использовать опорные пласты, которые хорошо прослеживаются в разрезе, образовались в горизонтальных условиях и связаны с трансгрессивно-регрессивным циклом осадконакопления.

Палео - построения могут быть использованы для решения следующих задач:

·                 Исследование структуры на предмет времени образования и последующего развития

·                 Эволюции во время интенсивной миграции и акумуляции УВ

·                 Обоснование положения ВНК

Возможно применение совместно с другими методами при качественной и количественной оценке нефтегазоносности.

7.14. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных скважинах по данным ГИС.

В необсаж скв, пробур в зонах обводнен залежи нагнетаемыми водами, не отличающимися по мин-ии от пластовых, обводнён прод пл выдел-ся по геофиз критериям, установленным для опр-я характера насыщения коллекторов при их первоначальном нефтеводонасыщении. При этом необходимо учитывать влиян на их величину остат или текущ значен нефтенас-ти, кот приводит к некоторому изменен геофиз критериев в завис-ти от стадии выработки нефтяного пл. Тут наиболее информативны методы сопротивления, акустич, нейтронные, термич. В обводнённых прод пластах набл-ся понижен зн-я удел электрич сопротивлен, акустич и нейтронные хар-ки аналогичны водоносным пластам. Если в исследуемом пересечении движется осолонённая оторочка фронта нагнетания ,то геофиз параметры сильно изменяются.

Наибольшие трудности возникают при обводнении пресными нагнетаемыми водами.

Из обязат комплекса гис в этом случае м.б. использованы методы кс, пс, кавернометрия.

По величине удел электр сопр-я пласта однозначно обнаружить обводнение невозможно однако по типам кривых бокового электр зондир иногда удаётся. Так кривая бэз для обводнённого пласта как правило имеет более крутую левую ветвь, чем для нефтеносных (угол 60 град)

 

Билет 16

8.17. Геолого-промысловые факторы, предопределяющие применение различных видов заводнения.

Некоторые месторождения разрабатывают на естественных режимах. Т. к. запас энергии обеспечивает извлечение Н из залежи без снижения Р пластового ниже Р насыщения. Системы разработки * с использованием напора краевых вод. Месторождение разрабатывается кольцевыми рядами добывающих скважин в пределах внутреннего контура ВНК. В процессе разработки залежи постепенное стягивание контакта нефтеносности.* с использованием напора подошвенных вод водоплавающая или массивная залежь. Месторождение разрабатывается кольцевыми рядами добывающих скважин сгущающимися к своду структуры. Если проницаемость высокая , то перфорируют только кровельную часть пласта, если низкая то перфорируют снизу вверх.  * с использованием энергии растворенного в нефти Газа месторождение разбуривается по треугольной или квадратной сетке скважин, перфорируют всю нефтенасыщенную мощность пласта. *с использованием напора краевых и  подошвенных вод и энергии Г в газовой шапке. Перфорируют среднюю часть нефтенасыщеного пласта, для выравнивания Р по залежи из Г шапки частично отбирают газ. * с использованием напора подошвенных вод  при неизменном объеме Г шапки – добыча нефти за счет энергии пластовых вод, при неподвижном ГНК. Нейтрализация Г шапки достигается при ее небольшом объеме.

В случае недостаточного запаса естественной пластовой энергии для ППД и увеличения нефтеотдачи пластов применяют заводнение. Различают три вида заводнения *законтурное *приконтурное *внутриконтурное. Законтурное заводнение Скважины расположены в водоносной части пласта вдоль  контуров неф­теносности. Такая система разработки эффективна при разработке небольших по площади залежей нефти до 5 км, с однородным строением, высокой проницаемостью, наличие хорошей гидродинамической связи законтурной области с зоной отбора. Приконтурное заводнение является разновидностью закон­турного заводнения и применяется тогда, когда проницаемость пласта в законтурной части понижена и отсутствует хорошая гидродинамическая связь этой части с зоной отбора. В этом случае нагнетательные скважины размещаются в водонефтяной части пласта (в приконтурной зоне) вдоль внутреннего кон­тура нефтеносности.  Внутриконтурное нагнетание.применяется на мелких и крупных месторождениях при низкой проницаемости и неоднородном строении. Так как законтур­ное нагнетание приводит к консервации значительных запасов нефти в центральных частях месторождения, необходимо проектировать внутриконтурное нагнетание. Заводнение   с  разрезанием залежи нефти имеет значитель­ные преимущества, так как оно позволяет ввести в разработку центральные площади месторождения. Центральное заводнение расположе­нием нагнетательных скважин в центре залежи по кольцу. Ширина залежи 1-3 км, коллекторские свойства ухудшаются от свода кпереферии.

 Схемы разработки с внутриконтурным нагнетанием воды

а-осевое  (или  сводовое)  нагнетание;  б – головное заводнение.                     

1 — верхняя   граница   залежи;    2 — контур   нефтеноскости;  скважины: 3 — нагнетательные, 4 — эксплуатационные                 

Сводовое (осевое) заводнение производится путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные .по осевой линии складки.

Головное заводнение — нагнетание воды — производится в повышенные (головные) участки залежи нефти.

Очаговое заводнение проводится на отдельных участках, главным образом для выработки запасов нефти из отдельных линз. Оно применяется как дополнение к основной внутриконтурной или законтурной системам заводнения в целях более полного охвата залежи заводнением. Площадное заводнениехарактерной особенностью пло­щадного заводнения является размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин равномерно по площади. Такая си­стема применяется для сравнительно однородных, но малопроницаемых пластов.

Системы площадного заводнения а – пятиточечная б - семиточечная

При площадном заводнении скважины размещаются либо по линейной системе( добывающие  и нагнет скважины чередуются в шахматном порядке) , либо по четырехточечной, пятиточечной, семито­чечной, девятиточечной (рис.). Избирательное заводнение является разновидностью пло­щадного и очагового заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью коллекторов и резкой изменчивостью мощности продуктивного пласта. В этом случае залежь разбуривается по равномерной треугольной или ква­дратной сетке и все скважины вводятся в эксплуатацию. Затем на основе опытной эксплуатации скважин и сопоставления их разрезов выбирают из числа пробуренных скважин пригодные для нагнетания

5.16. Литолого-фациальные, палеогеографические карты, методика построений, легенда, использование при нефтегазопоисковых работах.

Литофациальные карты представляют собой карты вещественного состава отложений какого-либо стратиграфического подразделения, показавают распростронение коллекторов, покрышек и литологической изменчивости изучаемого комплекса. Составляются для отдельных небольших

стратиграфических подразделений (для крупных усреднение значений ведет к большим ошибкам).

Разрез ЗС – чередование коллекторов и мощных экранированных толщ. Сверху вниз: залегает мощная покрышка до глубины 1км К2t – P2, она распространена по всей ЗС, под ней залегают колл-ра газа, есть и нефть, но мало. Далее на глубине 1,5км залегает ханты-манс. свита, под ней залежи нефти пласты ВК. Ниже 2 км залегает алымская свита, под ней пласты группы А. На глубине 3км залегает мощная покрышка K1 – J3, под ней пласты Ю1 н+г и Ю2 н. Ниже радомская покрышка, под ней пласты Ю10. Далее тогурская под ней Ю11. Палеогеографические карты отражают основные физико-географические условия изучаемого отрезка времени, очертания суши, ее рельеф, реки, моря, области сноса и накопления осадков, климатические зоны.  Реконструкция производится по комплексу геофизических, литологических исследований. В морских отложениях исследуют фауну, в континентальных наличие растений.

1 – глубокое море (>200м)

2 – отн. глубокое (50-200м)

3 – мелкое море ( до 50м)

4 – прибрежная равнина

5 – озерно-болотная равнина

Мелкое море – много света, жизни водорослей, органики, действие приливов и отливов – много облатериала,  восстановительная обстановки седиментации. Самая благоприятная.

Относит. глубокое море - шельфовая зона, обр-ся клиноформы, приносится много органики, перспективна на коллекторы. Глубокое море – практически нет колл-ов, за иск-ем тех случаев когда есть глубоководечения. Основные мор. обст-ки реконструируются по фауне: аммониты, фораминиферы, моллюски, в  море накапливаются серые и чертложения. Прибрежно-морские – чередование суши и моря, богата колл-ми, дельтистема – в протоках дельт много колл-ов.

Континентальные – преобладают окис.фации, за искл-ем болот и озер. Здесь очень мало фауны (двустворки, раки), но много крупастит.остатков, остатков воорослеей много, но большая его часть подвергается гниению. Эта обстановка менее богата на формирование залежей, но в континентальных  условиях могут быть и крупные залежи, если это пустыня.

 

7.15. Определение качества цементирования скважин по данным ГИС.

Инф-я о качестве цемент-я обсадных колонн необходима при решении след-х задач:

1.при построении профилей притока и приемистости, т.к. только при полной изоляции пластов возможна правильная оценка притока из исслед-го инт-ла.

2.при опред-и заколонных перетоков н., г. и в.

3.при опред-и работающих мощностей.

4.при опред-и коэф-та прод-ти и Рпл.

5.при оценке сод-ния воды в прод-ции (по данным расходометрии и влагометрии).

цементир-е обсадных колонн м считать высококач если набл-ся 1.соответствие положен цемента в затруб пр-ве проектной высоте его подъёма 2.наличие цемента в затруб пр-ве в затвердевшем состоянии 3.равномерное распред-е ц в ин-ле его закачки  4.отсутствие каналов трещин  и каверн в цем камне  5.надёжное сцепление ц камня с колонной и породой

Для контроля кач-ва цем-я обсадных колонн исп-ют методы термометрии, радиоактивных изотопов, аккустич и гамма-гамма метод.

-Термометрия. позволяет 1) установить верхнюю границу цем кольца 2)выявить нал или отсутствие цем в затрубном пр-ве 3) опр-ть степень равномерности распределения ц по разрезу, связанную с литологией пород.

Зацем-й ин-л на термограмме отмечается повышенными зн-ями Т на фоне постепенного возрастания её с глубиной и расчленённостью кривой по сравнению с кривой против незацем-ых участков скв. Уровень цем по термограмме уст-ся на 5-10 м ниже начала подъёма температурной кривой, тем самым учит-ся распространение тепла вдоль ствола скв.

недостатки: - зав-ть Т поля от времени проведения измерений после закачки цемента (по истечении 2 суток и более экзотермический эффект исчезает)  алая эф-ть повторных измерений из-за перемешивания ж в стволе скв   -сложность отбивки границы ц кольца при высоких Т окружающих пород на больших глубинах (свыше 2 км)  -невозможность контроля степени затвердевания ц , хар-ра распределения его за колонной по периметру скв и сцепления с колонной и с г\п

-Гамма-гамма метод  позв-ет 1)установить высоту подъёма ц 2) опр-ть нал ц и хар-р его распредел-я в ин-ле цем-я  3)фиксировать нал переходной з от ц камня к раствору (гель-цемент)   4)выявить в ц камне небольшие раковины и каналы  5) опр-ть эксцентриситет колонны.

плотность цем камня значит выше плотности промывочной ж то на регистрируемой кривой ггм участки с цементом чётко выделяются пониженными показаниями Iγγ по сравнению с ин-ми с пром ж.

Степень дифференциации кривых ГГМ опр-ся отношен максимальных и мин показаний рассеяного гамма излученияем больше отличается это отношение от 1 тем меньше центрирована колонна и менее равномерно распределён ц в затрубном пр-ве. В зацем-ом участке скв наибольшие зн-я Iγγ хар-ны для каверн, т к плот-ть ц камня меньше пл-ти г\п.

-Аккустич м-д – даёт наибольшую инф-ю . по сравнению с предыдущим позволяет так же 5) исследовать процесс фор-я камня во времени. Основан на измерении амплитуды преломлённых продольных волн распространяющихся по обсадной колонне и г\п и регистрации времени распространения упругих кол-й в этих средах.

Теоретич и экспериментальными исслед-ми установлено: 1)надёжный контакт ц с обсадной колонной хар-ся отсутствием трубной волны, при этом ампл Ак на диаграмме минимальна, а ампл Ап по породе имеет высокие зн-я. 2) отсут-е или плохое сцепление ц с обсад кол фиксир-ся максим ампл Ак и мин Ап . 3) при неполном сцеплении ц с колонной регистрируется Ак с промежуточной амплитудой интерпретировать кот наиболее сложно.

кач-во: 1)незацем-ая колонна на волновой картине отмечается мощным долго не затухающим сигналом трубных волн. 2) хор кач-во отмечается малой ампл-ой Ак и значительной Ап.

 

Билет 17

8.18. Геологические факторы, влияющие на характер размещения добывающих и нагне­тательных скважин по площади эксплуатационных объектов (сетка скважин, раз­мещение рядами).

На крупных месторождениях равномерные (растояние м/у рядами добывающих и нагнетательных с/н одинаково)  сетки Δ-ные, □-ные. □-ные – возможно ухудшение коллекторских свойств чтобы □-ные перевести в Δ-ные. На узких линейно-вытянутых складках с/ы по цепочки вдоль длинной оси, если структура изометрична т.е. длина и ширина примерно одинаковы, то с/ы располагаются  вдоль кольцевых батарей ( неравномерная кольцевая система). Размещение с/н в виде кустов. Равномерно-переменные сетки - растояние м/у рядами добывающих с/н больше, чем м/у рядами нагнетательных с/н. По постоянству расстояний –постоянное растояние м/у скважинами, и уменьшение в центре залежи т.е. уплотнение. Ряды * замкнутые – параллельные  внешнему ВНК ( законтурное, приконтурное).*незамкнутые – разделяют залежь на блоки. Плотность сетки с/н*весьма редкое 100-40 га на с/у *редкое 40-30 га на с/у *среднее 28-19 га на с/у *плотные <16 га на с/у. Размещение доб и наг с/н по площади залежи учитывается геологическая неоднородность пласта. Законтурное заводнение нагнет 400-600м от внешнего ВНК зависит от количества отбора Н , коэф оттока в законтурную область, коэф приемистости. Приконтурное заводнение максимально близко к контуру Н носности. Сначала добывающие с/ы за тем ч/з одну переводим в нагнетательные  - дренируем залеж.Δ—○—Δ—○—Δ--○.( каждая вторая нагнетательная ч/з одну).

5.17. Карты перспектив нефтегазоносности, прогнозные карты етодика построения, использование при нефтегазопоисковых работах.

Это карты плотности ресурсов, составляемые на основе обобщения результатов всего комплекса геологических, гидрогеологических, геофизических и математических исследований, служат для выбора наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах рассматриваемой территории. Карты перспектив – качеств. анализ.  Если плотности < 5 – то бесперспективны (по краям ЗС провинции, мин-ция 1-3,есть колл-ра, но нет покрышек),  от 5 до 10  -малоперспективны, более 80 – перспективны (центр провинции ЗС: краснолен. и сургвод, J и K1, мин-ция>4). По мясниковой есть: высокоперспективны вЗС: газонасыщенно и весь разрез перспективен, J, K1, K2; невыясненные перспективы: Карское море. Прогнозная карта – при количественном прогнозе. На карту наносятся контуры месторождений, их фазостояние, около каждого мест-я показывают основные нефтегазоносные комплексы и пишут долю нефти и газа, пустые ловушки, границы нефтигазовых областей и районов, нефтигазо проводы (вся инфрастр-ра). Карты раскрашиваются по плотности ресурсов.

7.16. Определение мест негерметичности колонн и заколонных перетоков пластовых флюидов по данным ГИС.

Места негерметичности обсадных колонн связанные с перетоками флюидов устанавливаются : резистивиметрией, влагамет, плотностемет, термометрией, изотопов, кислородным и расходометрией.

Затрубная циркуляция флюидов м б определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Наличие дефектов в цем камне и обсадных колоннах , выявленных цементометрией, дефектометрией хар-ет вероятность возникновения затрубных циркуляций и межпластовых перетоков флюидов при заданных градиентах давлений. Необходимо различать усл-я проведения измерений- в действующих скв и неработающих.

Признаками затруб циркул-ии явл-ся ускоренный рост обводнен продукции, изменения степени обводнённости при разных депрессиях на пласт, солевой состав в продукции, отличающийся от сол состава нагнетаемой в, отсут-е ин-ла обводнения в перфорир ч пл. Основной метод выявления- термометрия. Признаками затруб циркул-ии флюидов из нижележащнго пл явл-ся изменение Т градиента по сравнению с нормальным, нулевой градиент температур м-у исследуемыми пластами , проявлен дроссельного эффекта в неперфорир пл, отсут-е дроссельного эф-та в подошве перфорир пл. Из вышележащих неперфор пл-ов отмечается резким снижением градиента Т в ин-ле дв-я воды и возрастанием Т нижеперфорированного пл в работающей скв, а против пласта-источника обводнения – положит аномалия Т в остановленной скв.

По данным расходометрии перетоки по затруб пространству из соседних неперфорированных пластов отмечаются аномально высокими дебитами из крайних отверстий перфорации. Давление пласта в источнике перетока обычно значительно превышает Р в перфорир пл, поэт перфорир пл може прекратить свою работу.

Метод изотопов в экспл скв прим-ся лишь в крайнем случае, т е при неоднозначности рез-ов измерений другими методами. т к в таких скв нежелательны длительные остановки , глушение и извлечение лифтовых труб.

Ин-л затруб циркуляции отмечается повышенными показаниями Iγи

Перетоки н выделяются аналогично по термометрии и расходометрии.   

Данные термометрии полученные в кратковременно остановленной скв  однозначно выявляют перетоки воды в неперфорированные пласты (в нагнетательных скв).

 

Билет 18

8.19. Содержание геологической части документов по проектированию разработки нефтяных и газовых залежей.

Общая геологическая 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...). *тектоника характеристика тектонических элементов,тек схема строения района, описание стр-р 1го,2,3,4го порядков, тект строение по крупным прод пластам. *Литолого-стратеграфическая характеристика разреза фауна, флора, ГИС…* Нефтегазоносность свойства Г и Н в пластовых и скв-х условиях,   Н, Г проявления встречающиеся по разрезу всех пробуренных скв-н. *Гидрогеология хар-ка пласт вод, описание гидрогеологических этажей. *Полезные ископаемые хар-ка полез ископаемых, кроме Н и Г, их расположение… Геолого промысловая хар-ка прод пласта (эксплуат-го обьекта). *Общая хар-ка залежи- тип ловушки и залежи, метод опр- я ВНК,ГВК, ГНК, размеры залежи, хар-ка общих, эффек, нефтен толщин, изменение их по площади залежи, хар-ка зон-х интервалов, карт стр-х, песчанистости, расчлен -ти, связ –ти... *Коллекторские св-ва прод пласта (эксплуат-го обьекта) – пористость, проницаемость, нач и конечной нефтенасыщенности *св-ва флюидов св-ва Н, Г, воды в пов-х и пласт-х условиях, Рнасыщения, обьемный и пересч коэф, коэф усадки, плотность, вязкость… *Энергетическая характеристика залежи- изменение Рзаб и Рплас во времени – определение харак-ра  естественного режима залежи и наобх-ти ППД. *запасы Н и Г –балансовые, извлекемые, обоснование категорий запасов. * обоснование гидродинамической геолого-пром модели по построенным картам толщин, песчанис, расчлен и, связ –ти… - количество зак-ой воды впласт и отборов Н и Г.   основная графика к док-м по проек-ю разработки.- обзорная карта р-на работ, тектоническая, сводный литолого-стратег разрез, структурная, ВНК,  общих, эффек, нефтен толщин, коллекторских свойств, изобар.

6.1.  Принципы нефтегеологического районирования провинций.

Районирование позволяет косвенно решить задачу образования нефти.

Н/газ-ая провинция – опред тер-рия, где в наст время установлена пром-ая н/г/нос-ть.

Известно 18 провинций в СНГ и 292 – за рубежом.

Нефть-осад минерал.е.формируется в осад бассейнах (палеоводоем, где имеют место берега(границы седиментации)):

на западе-Урал

на востоке- сибирская платформа

с севера- Карское море

с юга - Алтай и Казахстан.

Для того чтобы образовалась нефть, должен существовать палеоводоем с опред усл-ми и исходным ОВ. Если нет – то нефти не будет. Но еще нужно время (млн. лет) и еще должно быть непременное опускание.

1.1. Внутреннее строение Земли.

Главной особенностью строения Земли является неоднородность физико-химических свойств и изменчивость состава вещества по радиусу, что позволяет выделять ряд оболочек.

Непосредственному наблюдению доступны лишь самые верхние горизонты земной коры, выходящие на поверхность или вскрытые рудниками, шахтами и буровыми скважинами. Представление о составе и физическом состоянии более глубоких зон Земли основывается главным образом на данных комплекса геофизических методов.

На основании сейсмических данных выделяют три главные области Земли, отделенные друг от друга четко выраженными поверхностями раздела первого порядка, где скорости сейсмических волн резко изменяются. Земная кора – твердая верхняя оболочка Земли мощностью 5-10(12) км под океанами; 30-40 км в равнинных областях; и 50-75 км в горных районах (максимально под Андами и Гималаями). Различают: Континентальную ЗК состоящую из 1.Осадочный (верхний); 2.Гранитный (гранито-гнейсовый, метаморфический); 3.Базальтовый (нижний); слоев. И океаническую - 1.Осадочного слоя; 2.Базальтового; 3.Габро-серпентинитового. Мантия Земли распространяется ниже земной коры, раздел с которой представлен границей Мохоровича, до глубины 2900 км от поверхности; подразделяется на две части: верхнюю - до глубины 900-1000км и нижнюю мантию от 900-1000 до 2900км. Ядро – состоит из внешнего (жидкого) ядра до глубин около 4980 км, переходного слоя в интервале глубин 4980-5120 км и внутреннего (железно-никелевого) ядра ниже 5120 км; граница ядра с мантией представлена границей Гуттенберга.

Обе границы хорошо отбиваются по сейсмике и характеризуются резкой, скачкообразной сменой скорости продольных волн. О жидком состоянии внешнего ядра свидельствует невозможность прохождения через него поперечных волн.

 

Билет 19

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

Главная цель методов контроля за разработкой – достижение максимальных коэффициентов нефти и газа отдачи. В контроль входят следующие работы получение и анализ геолого-промысловой, геофизической, гидродинамической информации изучение изменения состояния залежи в процессе разработки  оценка эффективности, применяемой системы разработки соблюдение и анализ полноты и качества технологических мероприятий, разработанных в процессе разработки. Контроль за разработкой  - сбор информации  - уточнение геологического строения, данного эксплуатационного объекта, четко проведена дифференциация запасов по различным зонам, в зависимости от эффект толщины, коэф пористости, проницаемости, продуктивности и ее разработка. Для обоснования КИН по отдельным участкам и в целом по залежи. Определяется геологическая неоднородность пластов, коэф охвата заводнением,  оценивается соответствует ли данная геолого-промысловая модель принятой системе разработки. После составления проекта разработки уточнение геологического строения экспл объекта, контроль за разработкой путем сбора информации при работе с/н в новых условиях динамика дебитов, обводненности жидкости, компенсация отбора закачкой, динамика закачки воды, обводнения залежи (языки заводнения, поршневое вытеснение нефти), контроль за разработкой в пластовых условиях( буферное и затрубное Р),Р пл, Р заб, гидродинамические иcследования – индикаторные кривые, КВД, гидропрослушивание, самопрослушивание, глубинные пробы, определяется изменение свойств Н в пластовых условиях, керн, остаточная нефтенасыщенность, проведение комплекса ГИС по контролю за разработкой, контроль за изменением коэффициента продуктивности, обводненности, коэффицианта охвата разработкой и вытеснением, текущий КИН. 

6.2. Западно-Сибирская провинция. Тектоническое строение фундамента.

Это самая крупная провинция Р. Находится м/у двумя платф-ми: Сиб-ой и В-Европ-ой. З.С. приурочена к молодой пратф-ме (синеклизе). Фунд-т складч-ый, т.е. имело место геосинкл развитие и на орогенной стадии обр-сь горы (фунд-т всегда дислоцирован), далее проходила платформенная стадия.

Возраст фунд-та – начало кембрия и более древний возраст(последнее это байкалиды).

В З.С. возраст фунд-та гетерогенный (разновозрастн). На востоке байкальская склад,  в центре-поздний герценид,  с запада-уралиды.

Имеет место байкальская(салаирская)(Саян и Алтая), альпийская (Кавказ), герцинская(Урал и в центре)

От кембрия до Перми включ-но породы сильно дислоцорованы.прорваны значительными интрузиями кисл. и осн состава.

Также выделяют промежуточный, параплатформенный этаж (P,D,T,C- любой).Рис

1.3. Физические поля Земли.

К ним относятся: тепловое, гравитационное, электрическое, магнитное, сейсмическое поля.

Тепловое поле Земли. Складывается из внешнего и внутреннего. Внешнее обусловлено энергией Солнца. Оно простирается до высоты, на которой t постоянна, не зависит от времени года и равна там среднегодовой=пояс постоянных t. Выше пояса t колеблется в зависимости от сезона. Ниже пояса t постоянно увеличивается. Это обусловлено внутренней энергией ядра Земли и это и есть внутреннее тепловое поле Земли. Степень повышения t определяется величинами: геотермическая ступень (расстояние в м в пределах которого t увеличивается на 1 гр), геотермический градиент (изменение t на 100м глубины). В верхних слоях Земли геотермическая ступень равна 33 м на 1°С. Геотермический градиент 1°С на 33 м. Установлено, что с глубиной эти показатели изменяются, а именно – ступень увеличивается и в ядре Земли, полагают, что t=6000°С. Повышенные, как и пониженные тепловые потоки свидетельствуют об особенностях внутреннего строения Земли и являются аномалиями. Гравитационное поле Земли. Складывается из силы притяжения и центробежной силы (на полюсе ценробежной силы нет). В связи с этим можно теоретически рассчитать величину G (ускорение свободно падающего тела) для любой широты (на полюсе G=9,82 м/с², а на экваторе G=9.78 м/с²). Чтобы сравнить (теоретически) фактически полученные измерения G для разных точек вводится поправка – редукция Буге. Она учитывает положение точки, измерения над уровнем моря; особенности рельефа; массу пород, заключенных между рельефом и уровнем моря. Затем фактически замеренные величины соотносят с теоретич. расчетами и определяют гравитационные аномалии. Все аномалии свидетельствуют об особенностях внутреннего строения Земли ее состава. Электрическое поле Земли. Оно создается благодаря тому, что: ионосфера заряжена положительно, а литосфера имеет отрицательный заряд. В связи с тем, что ионосфера постоянно перемещается (ветрами, солнцем) в литосфере возникают электрические токи силою до 2,5 А. Поскольку разные породы имеют разную электросопротивляемость и электропроводность, можно замерять токи (между электродами) определять состав пород и даже особенности строения Земли. Магнитное поле Земли генерируется жидким ядром и очень приближено к полю магнитного диполя. Причем диполь этот смещен на 430 км от центра Земли к Тихому океану. В связи с этим магнитные и географические меридианы не совпадают. В момент образования горных пород минералы способные намагничиваться располагаются вдоль магнитных силовых линий, консервируют древнее магнитное поле. Изучение последнего показало, что периодически идет инверсия магнитного поля. При палеомагнетизме изучают положение магнитных полюсов, напряженность магнитного поля, склонение и наклонение магнитного поля. Это позволяет судить о перемещениях континентов во времени. А изучение современного магнитного поля позволяет выявить магнитные аномалии и связанные с ними особенности состава и строения Земли.

 

Билет 20

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 залежиохв.выт = Vохв.выт / Vзалежи. Коэф охвата разработкой- отношение объема залежи, охваченой разработкой к общему объему залежи. Кохваз = Vохв.раз / Vзалежи.. Кохв.выт > Кохв.раз. Зависит от плотности сетки с/н, градиента давления объекте = ΔР /l ,  l-расстояние м/у добывающими и нагнетательными скв/и. ΔР =   Рпл.нагн – Рпл.доб.,, геологической неоднородности пластов, вязкости Н, площадь залежи. Коэф охвата по мощности пласта отношение нефтенасыщенной мощности, подвергшейся вытеснению к суммарной эфек нефтенасыщенной мощности. Коэф охвата по площади залежи - отношение площади охваченой вытеснением к общей площади залежи. Геологические факторы –колекторские св-ва,  геологическая неоднородность пласта, прерывистость пласта, вязкости Н, вязкости Н / вязкости закачиваемой воды…Технологические факторы плотность сетки с/н, вид заводнения, расстояние м/у доб и нагнет с/н. 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. Практически при разр-ке наиб-е изменен-е величины изв-ых запасов связано с Кохвата пласта вытесняющим агентом, те Кохв в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов как геол-я неод-ть пласта, вязкость нефти, площадь залежи, приходящаяся на скважину, Кохвата уменьшается. Этот параметр, в конечном счете, опр-ся величиной охваченной возд-ем нефтен-ой толщины прод-го пласта. Для ее определения используются геологические профили, профили приемистости и отдачи по доб-щим и нагн-ым скважинам.

При оценке Кохв выд-ся активные, или работающие толщины пласта. Активная толщина пласта выделяется по наивысшей и наинизшей границам профилей отдачи, снятых при различных технологических режимах работы скважины. По данным активных толщин строят карты этих толщин по всем пластам.

 

6.3.  Западно-Сибирская провинция. Строение разреза осадочного чехла. Условия осадконакопления. Коллекторы и экраны в разрезе.

Т имеет 2 фациальных разновидности:

             - терригенно-осадочные (на севере)

                   - песчано-глинистые (развиты в Таймырской серии, начиная от Урала)

 Во всей части пред-н Челябинской и Туринской серии вулканогенно-контин-ые (болотные, речные) (на юге)

Для З.С. присуще м/народ и местная страт (серия, толщина, пласт).Рис

J в З.С. имеет три отдела. Все отделы сложены терригенными отложениями (песч, глина, алевр), встречаются прослои плотников (карбонатный цемент). Терриген породы – песчаник (с/з, иногда м/з), пор-ть – 15-30%,пр-ть 100мД.

Свита- толщина пород, накапливающаяся в опред время и в опред (конкретных), более менее однородных условиях.

Ниж. J развита очень хорошо. Тимман-Синемюрские (Береговая и Ягельные свиты) начали накапливаться (постепенно трансгрессия расширяется) и Катухтинская свита.

Сред. J сложена отложениями тюменской свиты (флишоидная толщина), занимает почти всю территорию, по бокам выклинивается.

Выд-ся в объемах 7-ми свит:

Малышевская(песч)|                                 

Леонтьевская(глин)| = Тюменская         

Вымская        (песч)|  

                              

Лайденская (глина)|                                                                   

Джанготская (песч)|       Катухтинская

Левинская   (глина)|  =  Ягельная

Зимняя         (песч) |       Береговая

Верх. J выд-ся Васюганская, Георгиевская, Баженовская. В зап. части Сургутского склона Васюганская свита замещается Абалакской, Тутлейская.

Хар-ая особенность – что вдоль обрамлений вост. и зап. выд-ся Вагулкинская толща. Баженовская свита (битуминозные отл-ния) заканчивают верхру (это чистые глины, сод-ие залежи Н и Г)

Ниж. К – ачимовский комплекс, залегает в основании (берриас, волнж) имеет локальное простирание, часто выклинивается, сод-т залежь Н и Г.

Неоком ком-с АС, БС – явл-ся осн н/г-ым горизонтом в З.С. н а востоке почти везде, на западе выклин-ся (Фроловский разрез) - накапливались в неоднород усл-ях.

Клиноформное накопление. В зап части имел место глуб бассейн (все песч сюда сходили). Кол-р плохой, т.к. действовала гравитац сила за счет постоянного волнения.

Верх часть нижнего К пред-на Покурской свитой (песч. толща пласты не выдержаны, похожа на Тюм. Свиту)

На зап:  Викуловская (песч)             На востоке:   Суходудинская; …

              Х-Манс-ая (гл)    <------------------------->  Яковлевская (гл)        

              Уватская

В центральной части пески (значит здесь поднятие).

Викуловская свита прод-на.

Сеноманский ярус (ПК1-6) – мел. особен-ти. Связаны все гиган залежи Г на севере З.С.

Верх. К – глин толща с прослоями опок (внутри кузнецовской или низ Березовской (Гассалимская пачка). Кол-ра все поровые, кроме баженовской, пор-ть – 12-26%.

Покрышки – глин тела, пачки Тогурска (над платом Ю11), Рамомская (- - Ю10), Васюганские глины (- - Ю2). Бажен свита - и кол-ра, и покрышка. Чеускинская пачка ( над Б10), Сарманская (- - Б8), Фимская (- - Б1), Кошайская (АВ1), Х-Ман гл (АК и ТП), Туронские гл (кузнецовская св (ПК1-6)).

1.6. Методы определения возраста горных пород. Геохронологическая таблица. Местная, региональная и общая стратиграфическая шкалы.

Существуют абсолютные и относительные методы определения возраста горных пород. К относительным относится: минералого-петрографический (одновозрастные породы имеют одинаковый состав, метод ограничен тем, что состав меняется по латерали), палеонтологический (одинаковые комплексы окаменелостей свидетельствуют об одновозрастности, ограничений по площади нет, но встречается эндомичная фауна, которая не позволяет вести широкое сопоставление) абсолютным относится: радиологический.

Геохронологическая шкала построена на естественной периодизации истории развития Земли. Наиболее ярко эта периодизация выражена в истории развития живой материи, например, фанерозойский эон характеризуется наличием явной жизни, протерозойский – первичной, в свою очередь, фанерозойский эон хорошо выделяет нижний Pz - (нет наземных растений, в море археоцеаты, трелобиты, граптолиты), верхний Pz - (споровые растения, брахиоподы, кораллы, рыбы, земноводные животные), Мz - (голосеменные растения, аммониты и белемниты, рептилии), Кz – (покрытосеменные растения, брюхоногие и двустворчатые моллюски, млекопитающие).

Масштаб периодов может быть разным, т.е. каждый из них состоит из более мелких. В основе периодизации развития Земли лежат особенности вращения Земли вокруг центра галактики. Каждый из охарактеризованных периодов фанерозоя отвечает одному галактическому году (176 млн. лет). Система периодизации развития Земли отражена в стратиграфич. и геохронологич. шкалах, ктр. бывают:

1.Общая.

2.Региональная.

3.Местная.

Необходимость использования стратиграфической и геохронологических шкал состоит в том, что время идет повсеместно (хронос), а осадко-накопление (стратос) идет лишь местами. Таким образом, только эти 2 шкалы вместе могут охарактеризовать историю развития любого района Земли.

Общая шкала.

Единицы шкалы.

Геохронологическая

Стратиграфическая

Эон

Эонотема

Эра

Эратема (группа)

Период

Система

Эпоха

Отдел

Ярус

Век

Региональная стратиграфич. шкала. Отражает особенности осадконакопления, развития крупного региона, состоящего из ряда фациально-структурных районов.

Выделяют две единицы:

1.Горизонт – именуется по географическому принципу, имеет эталонный разрез. По простиранию объединяет несколько свит в пределах региона.

2.Лона – часть горизонта характеризуемая палеонтологическими признаками.

Геохронологические эквиваленты именуются также с прибавлением лона время, например, березовский горизонт и березовское время. Геохронологич. наименование лона – это время + название вида.

Местная шкала. Основными ее единицами явл. комплекс, серия, свита. Основной единицей явл. – комплекс пород, сформировавшихся в определенной структурной фациальной обстановке, арактеризуется определенным единством литологического состава и палеонтологич. характеристики. Все единицы местной шкалы имеют стратотипы, именуются по географич. принципу, геохронологич. эквиваленты их именуются также с прибавлением слова время.

Геохронологическая таблица.

Эонотема

эратема

Система, период

 

 

 

 

 

 

Фанерозой FR

 

Kz

Q

N

Pg

 

Mz

К

J

Т

 

Pz

Pz2

Р

С

D

Pz1

S

O

Є

Протерозой PR

 

1.VendV

2.рифей (поздред.ранн)

Архей AR

 

2.6млрдет водор., бакт.

>4.5 млрд. лет

 

 

Билет 21

8.22.  Геолого-промысловое обоснование мероприятий по регулированию процесса разработки и повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.

Основная  задача регулирования заключается в достижении равномерности выработки запасов УВ и создании таких режимов разработки, которые замедляют снижение скорости изменения фазовой проницаемости для нефти и газа. Разработка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относятся.

1. изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласт веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. общее и главным образом поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. увеличение давления нагнетания в скважину, вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания или снижение давления насыщения, что приводит к использованию запаса энергии растворенного газа.

4. изменение направления фильтрационных потоков в неоднородных пластах, что приводит к вытеснению нефти из тупиковых зон и полулинз. В однородных пластах изменение фильтрационных потоков, особенно вблизи нейтральных линий тока, ведет к увеличению градиентов давления.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождений, относятся следующие.

1. очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт агентов через специально пробуренные нагнетательные скважины.

2. уплотнение сетки скважин при квадратно-равномерной схеме их расстановки с целью интенсификации разработки остаточных запасов.

3. установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного разукрупнения объектов разработки.

4. форсированный отбор жидкости.

6.4. Западно-Сибирская провинция. Нефтегеологическое районирование и закономерности размещения залежей в разных нефтегазоносных областях. Перспективы дальнейших поисков нефти и газа.

В З.С. в рез-те выявлены залежи Н и Г, в J и K отл-ях. Распр-ие их позволяет делать районирование.

- Среднеобская н/г обл– занимает тер-ию Сург и Нижневарт сводов, прод-ны отл-ия J и неокома.

- Фроловская обл-ть занимает тер-ию распр-ия фроловской свиты (исчезновение песч тел), распределена по западному склону, прод-ны отл-ия J (Б2) и выклинивание пластов неокома (Б).

- Приуральская, прод-ны отл-я вогулкинской толщи (верх юра)

- Каймысовская, прод-ны отл-я верхн юры (Ю1)

- Пыкароминская – юго-восточная часть, прод верх юра.

- НадымУрская (на севере) и Пуртазовская, прод-ны ПК1-6 – сеноман, ачимовсолща, БУ8-10 , а так же пласт Ю2, редко пласты неокома.

- Ямальская, на Ямальск п/о, прод тонопчинская свита.

- Гданская на Гдан п/о, прод-н сеноман, кое-где ачимовская толща.

Залежи разд-ся по условиям осадконакопления:

М.Б. по переферии (по берегам) обр-ся склоновые отл-ия, распр-ся вдоль обрамления.

Перспективы слишком малы.

1.7. Фация и фациальный анализ.

Фация – это физико-географическая обстановка, в которой сформировалась та или иная порода. Но чаще фация – это горная порода со всеми присущими ей признаками, сформировавшаяся в определенной обстановке. Фациальный анализ включает в себя таким образом литологический и биономический (палеонтологический) анализ. Фациальный анализ проводится для одновозрастных отложений (слоя) с целью реконструкции условий формирования этих отложений.

При ф.а. в одновозрастном слое выделяются отдельные ареалы (области) пород с одинаковыми признаками. Изменение какого-либо признака позволяет выделять 2, 3,…,10 фаций.

Затем, используя аналитический метод, т.е. исходя из современных условий осадконакопления и распределения организмов, делается заключение об условиях формирования данного слоя.

 

Билет 22

8.23.  Геолого-промысловые методы планирования добычи нефти и газа.

Главной формой госуд-ного планирования явл-ся со­ставление 5-летнего плана с распределением показателей по годам. Пятилетнее планирование по н/г-добывающему рай­ону осущ-ся за полтора года до начала пятилетки. При этом уточняются показатели проектов разр-ки освоенных м-ий, состав-ся технолог-ие схемы по новым, под­готовленным к освоению м-ям, устанавливаются объ­емы и последовательность работ по вводу их в действие и т. п.

Текущее (годовое) планирование харак-ся более де­тальной проработкой всех планируемых показателей и более вы­сокой степенью их обоснованности. Оно осущ-ся в целях уточнения заданий пятилетки по н/г-добывающему району на текущий год на базе допол-ной инф-ции, полученной в ходе реализации пятилетнего плана.  В текущем планировании велика роль геолого-промысловых служб производственных объе­динений и н/г-добывающих управлений.

При планировании добычи Н, Г и К учит-ся обеспеченность разведанными и подготовленными к раз­р-ке запасами, потребность народного хозяйства в УВ-ом сырье и топливе, возможные уровни добычи согласно про­ектным д-там на разр-ку м-ий, а также размер выделяемого материально-технич-ого обеспечения.

В начальный период планирования плановые показатели по уровням добычи и выделяемых н/г-добывающим отраслям материально-технических ресурсов распред-ся м/у н/­г-добывающими районами и производственными объединениями. Объединения с учетом конкретных производственных усл-ий, общего состояния разр-ки залежей и состава эксплуатацион­ного фонда скв-н, планируемого ввода из бурения новых скв-н, предусмотренного внедрения различных геолого-технических меропр-ий по регул-ию и совершенствованию разр-ки и с учетом исп-ния достижений НТП распределяют плановый объем добычи м/у м-ями, залежами, объектами разр-ки, отдельными скв-ми. При этом в основе такого распределения лежат проектные показатели, утвержденные соответствующими отраслевыми орга­нами в проектных д-тах — проектах и технологических схе­мах раз-ки.

6.5.  Краткая характеристика основных нефтегазоносных провинций России (Волго-Уральская, Прикаспийская, Тимано-Печерская, Лено-Тунгусская, Охотоморская).

- Прикаспийская провинция (к северу от Касп моря), наличие в нижн перми солевой (до 3 км), подсолевой (D3-C1) и надсолевой (?). Астраханское г/конденсат м-ие.

- Тимано-Печерская провинция, прод отл 8 комплексов(от D до P включ-но). Осн м-ия – Усинское, Выпькульское, Ярега (нах-ся на глуб 60 м, нефть доб-ют шахтн сп-ом).

- Волго-Уральская н/г/провинция (это второе Баку)ткрыто в 44 году, прод отл-ия D, С и Р). М-ие Ромашкинское,…

- Предкавказье (северокавказ), от T до N включ-но, - старый н/доб-ий район P. Ставропольское м-ие.

- Прибалтийская, кембрий,

- Ленно-Тунгусская провинция, Сиб пл-ма – древняя (рифей – верх часть протерозоя), кембрий и ордовик, м-ие Мартовское.

- Енисей-Лаптевская провинция, м-ие Пеляпкинское, Салененское.

- Охотская провинция на о. Сахалин, осн н/носность, неоген прод-н. М-ие Оха, Эваби.

1.8. Учение о платформах и геосинклиналях.

Платформа – это жесткий (тектонически пассивный) участок земной коры, имеющий двухярусное геологическое строение (фундамент и чехол), чаще имеют изометричную форму. Геосинклиналь – это участок активного прогибания на 1-м этапе осадконакопления, на втором этапе в условиях сжатия коры поднятия горо- и складкообразования. Магматизм на первом этапе основной эффузивный (базальт), на втором – интрузивный кислый (гранит).

Геосинклиналь – это область max проявления всех эндогенных процессов. По форме – это узкая вытянутая область. По мобилистской модели геосинклиналь – это область субдукции.

Достигнув астеносферы радиальное движение переходит в горизонтальное, начинается растяжение (спрединг), а при подталкивании океанической коры под континентальную идет процесс субдукции.

В этой области осадочный слой, соскабливаясь, сминается в складки, образуя так называемую аккреционную призму (скучивание в-ва). В то же время подталкиваемый край плавится, наиболее легкие выплавки возгоняются вверх. Идет магматизм (интрузивный прежде всего, эффузивный) т.е. складчатая толща интрудируется.

В итоге образуется в области субдукции новая континентальная кора (гранито-гнейсовый слой), нижний ярус (фундамент) платформы.

Тоже самое создается и за счет геосинклинального развития по фиксистской модели.

Т.е. за счет геосинклинального развития на месте геосинклиналей создаются новые структуры земли – платформы. В свою очередь платформы подвергаются процессам деструкции и на их месте возникает новая океан. Кора (Байкал). Эти процессы закрытия и открытия (формирование новых континентов) идут с периодичностью в один галактический год

 

Билет 23

8.24. Понятия о статических и динамических моделях нефтяных и газовых залежах.

7.1. Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по даннымГИС (песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты, плотные, угли, битуминозные породы).

Песчан и алевролиты – породообразующие минералы кварц и пол шпаты (в сумме 70-95%),слюды, облом породы, глин цемент. Карбонатизир разности- цемент карбонатный. В зав-ти от карбонатиз-ии разл-ся и плотность. В плотных сод-е карбонатов 12-17% (не коллектор). Глины, аргиллиты- каолинит, гидрослюда, монтморелонит- основные. А так же хлорит. Опоки- кремнеевый скелет, высокая пор-ть (до 40%) , (до 1000-1400 м – т.е типичные отложения берёзовской свиты). Битуминозные аргиллиты нал-е орг–ва.

Литол расчленен разреза по гис основано на различии физ св-в указанных пород.- по пористости Кп (при прочих равных условиях) опоки- песчан- алевролиты- глины (аргиллиты)- битумин аргил- плотные карбонатизир разности- угли; - по УЭС (обратно пористости); - по объёмной пл-ти плотные карбонатизир (2,7)- глины- алевролиты- песчаники- опоки- битуминозные аргиллиты (типична бажен св 2,1-3)- угли (1,7). - по радиоак-ти битуминоз арг- глины- алевролиты- опоки- песчаники- плот карб раз- угли; по суммарному водород содержан (электрометрия) угли- опоки- бит арг- глины- пес- алев- плот к р; - по ( ПС ) Глины, бит аргил, угли- ал- опоки- пес- плотн карбонаты; - dТ  (интервальное время = скорость ультразвука–1) угли, опоки- глины, аргиллиты, бит арг- пес, алеврол- плот карб; набухаемость  -глины

ГИС 1) КС, ИК, ПС, ГГК-П, ГК, НГК, АК, Кав.      

Показания ПС (мл В) (слева направо)   песчан- плотн карбонаты, опоки, алевролиты- угли- бит арг- глины, аргил

КС (ом*м)   опоки- песчан(водонас)- алевролит(в)- глины- аргил- алевролит(неф-г)- песчан(н\г)- угли, бит арг

ИК обратная кс картина

ГГК-П(г/см3) бит арг, угли- опоки, аргил- песч- алеврол- глины- плот кар

ГК(мк Рен/час)  угли- плот кар, опоки- песч- алеврол- глины- бит арг

НКТ(электрон каротаж) плот кар- алевр- пес- гл- бит арг- опоки- угли

dТ  плот кар- бит арг- гл- арг- алев, угли- пес, опоки

Кав   пес, алев- плот кар, опоки,бит арг, арг- угли- гл

МКЗ   глины- пес(мгз), алев(мгз), аргил- опоки- угли- бит арг, песч(мпз), алеврол(мпз)- плот карб

1.9. Тектоническое районирование России.

Принцип районирования – это возраст последней складчатости. Согласно ему выделяют:

1.Карелиды - область докембрийской складчатости: Вост.-Европ. платформа, Сибирская платформа.

2.Байкалиды: Тимано – Печорская обл., Восточные Саяны, Енисейский кряж, Туруханское поднятие. Фундамент сложен AR и всем протерозоем (РR2).

3.Каледониды – образованы в нижнем Pz (Pz1 – кембрий, ордовик, S): Алтай – Саянская область.

4.Герциниды – образ. в позднем Pz2 (Д,Р): Урало – Сибирская обл. (Урал, З-С плита), Таймыр, Монголо – Охотская обл., Скифская плита.

5.Мезозоиды – образованы в Мz: Верхояно – Чукотская, Дальневосточная (Сихоте - Алинская).

6.Альпиды: Кавказ, Сахалин, Курилы.

7.Область современной слкадчатости: Восточно – Азиатская обл. (Камчатка, Сахалин, Курилы).

Каледониды и герциниды - это молодые платформы, мезозоиды и альпиды – орогены, горные страны, корелиды и байкалиды – древние платформы.

 

Билет 24

8.25. Классификация запасов углеводородного сырья.

А, В, С1 – разведанные запасы. С2предварительно оцененные запасы, С3 –перспективные ресурсы, Д1, Д2 – прогнозные ресурсы. Д2ресурсы, предполагаемых литолого - стратеграфических комплексов, продуктивность которых на дату подсчета запасов не выявлена ( в структурах 1 порядка) объект исследования предполагаемый Н - носный бассейн, структура 1 порядка, в разрезе есть осадочный чехол или литолого стратеграфический комплекс. Д1 - ресурсы, предполагаемых литолого - стратеграфических комплексов, Н, Г – носность которых выявлена на структуре 1 порядка. Объект исследования структура 2 порядка, или группа локальных структур в разрезе предпологаемый Н - носный комплекс. С3 –определяется по пластам и горизонтам не вскрытых бурением, но продуктивных в данной структурно – фациальной зоне. Объект исследования – ловушки, подготовленные для глубокого бурения в пластах, продуктивных на соседних месторождениях, в данной структурно – фациальной зоне. На разведанных и эксплуатируемых площадях по нижележащим горизонтам и пластам не вскрытым бурением, но продуктивных на месторождениях данной структурно- фациальной зоны. С2 определяются на площадях, прилегающим к запасам более высоких категорий на вскрытых бурением куполах многокупольных залежей, по вышележащим и промежуточным пластам, но не подготовленных к разработке. С1запасы разведанные т.е. подготовленные к разработке, получены промышленные притоки Н, площадь нефтеносности установлена по данным бурения и опробования, коллекторские свойства их неоднородность, физ св-ва, хим св-ва установлены,  и другие параметры в степени, необходимой для проектирования разработки (Тех схемы). В – запасы, изученные разведочными и эксплуатационными скв-ми, пробуренными в соответствии с тех схемой разработки, по первоночально редкой сетке скв-н. А - запасы, изученные разведочными и эксплуатационными скв-ми, пробуренными в соответствии с тех схемой разработки и проектом разработки, считают для определения невыработанных запасов на дату подсчета для уточнения коэф-та нефтеизвлечения. Для ввода залежи в разработку необходимо С1 > 80%, С2 < 20%. Группы запасов делятся : на балансовые запасы, разработка которых в на­стоящее время экономически целесообразна, и забалансо­вые запасы, разработка которых в настоящее время нерента­бельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем. В балансовых запасах выделяются извлекаемые запасы, т. е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии. По величине извлекаемых запасов Н и балансовых Г  уникальные >300 млн т нефти или 500млрд м3 газа, крупные от 30 - 300 млн т нефти или 30-500млрд м3 газа, средние от 10 -30 млн т нефти или 10-30млрд м3 газа, мелкие менее 10 млн т нефти или 10млрд м3 газа..

7.6. Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС.

Нет един мнен что считать границей внк (середину переходн зоны, глубину выше кот получают безводн притоки и тд)

Пол-я внк гвк гнк устан-ся по данным комплексных геофиз исслед-й и рез-ам опробован скв: в необсаженной главным образом методами сопротивления, реже радиометрией и аккустикой; в обсаженной радиометрией и отчасти термометрией и аккус.

Внк. При отсут переход зоны и зоны недонасыщен или незначит их мощ-ти (доли метра) и малой зоне проникн фильтрата промывочн ж:

-    

чем больше длина те в 5 тем больше сопротивление

 
начальное – по сопоставлению пс и ик (см рис в вопр 4)(по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл)

 

 

 

 

 


 

 

 

 

 

 

Показания нейтрон-нейтронного кар при переходе от н к водоносной части коллектора м ум-ся если Св>60г/л (большая мин-я) появлен cl приводит к доп поглощению нейтронов  Для нгк эффект обратный.

ГВК опр-ся по электрич методам  так же как внк. Для опр-я гвк исп-ют показания 3 методов. Нк (нгк), Ггкп (плотностной), Ак (акуст)

а) Унк <Унк в.п.  газоносные пл-ты  выдел-ся на фоне аналогичных н или водонос пл-ов пониженным показанием Унк.

б) по сопоставлениям кривых (нормированных) временных замеров. В идеал коллекторе время повторного замера не раньше 3 месяцев

в) по затуханию ампл ультразвуковых кол-й. т к газ поглощает эн-ю аккуст волны в большей степени то ампл кол-й против газонос-ой толщи ниже

На диаграммах АК газонос-е ин-лы выдел-ся повышенным коэф-ом затухан амплитуды аккустич колебаний.

г) ГГКП При наличии остат газа в полностью промытой зоне плотность п и показан ГГКП снижаются (газонасыщенная порода всегда плотностю ниже)

Ограничения последних 3 методов опр-ся глубинность.

Lнк=Lзон=40-60см      Lак=20-25см       Lггкп=8-12см   ,а например Lик=3-4Lз    

т е 3-4м Выделение гнк от гвк разделяется по хар-ке нижележащего пл

Определение текущего положения внк…

Перемещение внк, гвк, гнк опр-ют при исследовании необсаженных оценочных скв, контрольных и дополнительных. Наиболее точные данные пол-ют в необсаж и обсаженных неперфорир скв по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скв опр-е текущ пол-й внк, гвк, гнк затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удалённых частей пласта.

Опр-е текущ пол-я внк по данным гис имеет свои особенности для обсаженных и не обсаженных скв в зав-ти от мин-ции вод, вытесняющих н.

Текущ внк опр-ся так же как и начальный методами электрометрии. В обсаженных скв методами радиометрии.

Контроль за продвижением газо-жидкостных контактов м б обеспечен проведением временных замеров нейтронных методов. При прорыве вод по пс.

1.10. Палеогеография Западно-Сибирской плиты в мезозое и кайнозое.

Начиная с J2 (ср.) происходило несколько крупных трансгрессий моря: J2, J3, К1, К2. Климат умеренный (т.е. воды умеренные), поскольку карбонатных отложений в разрезе нет. В Рg происходит последняя крупная морская трансгрессия, тоже в условиях умеренного климата. В N континентальное осадконакопление: озерные, болотные, речные фации – фации гумидных равнин. В Q время полагают было оледенение, но по данных многих исследователей не было, поскольку этими исследователями отрицается наличие морских осадков. В нынешний геологический период происходит опускание ЗС плиты, о чем свидетельствуют устья рек ввиде эстуарий (Обская губа). Начинается наступление моря на сушу и высокая заболоченность районов.

 

Билет 25

8.26. Понятие о вертикальных, наклонных, пологих, горизонтальных скважинах. Заканчивание скважин.

Вертикальная скважина – это скважина с вертикальным стволом. Используется как стандартный способ вскрыть пласт. Все поисковые и разведочные скважины имеют именно такую конструкцию.

Наклонная скважина – скважина с небольшим углом наклона. Чаще всего, используется в системе кустового бурения, когда с одного участка поверхности разбуривается большая площадь пласта. С помощью наклонных скважин координаты забоя могут сильно отличаться от координат устья.

Горизонтальная скважина – скважина с очень большим коллекторах или если есть много мелких экранчиков в залежи как метод интенсификации. Очень сложна в техническом исполнении, и как результат, дорого стоит. На этот тип скважин есть ограничения – мощность пласта должна быть достаточно большой, чтобы ствол случайно не вышел за пределы пласта, да и чтобы вообще не уничтожить пласт.

Заканчивание скважин ведётся на РНО (раствор на нефтяной основе), чтобы не произошло засорение призабойной части пласта. Всё это идёт под строгим надзором промысловых геологов, контролирующих давление, ход инструмента и прочие параметры, не допуская аварийного фонтанирования и других осложнений.

 

7.3. Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным ГИС в песчано-глинистом разрезе.

Осн признаки

-     наличие глинистой корки (на стенке скв)

-     нал положит приращен на диаграммах микрозондов (кажущ сопротивлен мпз больше каж соп мгз (только при небольших сопротивлениях, тк мпз хар-ет промытую зону пл, а мгз- глинистую корку). Если сопротивление повышенное то этот метод работает исключая плотные породы

-     зн-я альфапс больше альфапс граничное (те отрицат отклонение).            Альфапс гр=0,25(газ), 0,35(нефть)

-     наличие радиального градиента или зоны проникновения. Градиент сопротивления опр-ся по БКЗ

 

 

 

 

 

 

 

метод ВИКИЗ – 5 зондов разной длины на н\к ведут себя примерно одинаково, а в случае коллектора отклоняются вправо с разными ампл. Те при наличии расхождения м-у зондами выдел-ся коллектор

-     по повторным или временным замерам гис

БК (повторный) проводится в открытом стволе скв при бурен. Коллектор опр-ся по нал-ю приращен сопрот-й на диаграммах повторного замера.

НК (временной) провод-ся в обсаженной скв по истечен неск месяцев. Обычно исп-ся для выделен газонасыщенных инт-ов. Изменение показаний нейтр метода происходит врезультате расформирования з.п. водорода меньше- показания метода возрастают. Для н исп-ся при минерализации пл воды более 60 г/л те в З С практич не исп-ся.

 

2.3. Типы и стадии литогенеза - дать краткую характеристику, отметить связанные с ними горные породы.

Литогенез - совокупность природных процессов образования и последующих изменений осадочных ГП.

Стадии литогенеза:

1.поверхностный гипергенез -  образование и мобилизация исходного вещества осадков в процессе физического и химического разрушения материнских пород и его перенос к месту захоронения

2. седиментогенез – поступление осадков в конечные водоемы стока и окончательное осаждение

3. диагенез – физико-химическое уравновешивание насыщенного водой осадка, завершающееся преобразованием его  в осадочную породу. Происходит частичное уплотнение осадка и отжатие свободной воды.

4. катагенез (эпигенез) – дальнейшее изменение породы по мере увеличения глубины её захоронения  под влиянием возрастающих температуры и давления, а в некоторых случаях и воздействия водных растворов и газов. Главные факторы катагенеза являются: температура, достигающая на глубинах 8-12 км, на границе с зоной метаморфизма, 300-350°С; давление, которое на этих глубинах доходит до 1800-2900атм, и поровые воды (растворы), взаимодействующие с пропитанными ими породами. Выжимается и удаляется вся свободная, а затем и связанная вода. Происходит уплотнение пород, протекающее сначала без, а затем и с нарушением их структуры. К концу стадии пористость песчаников, алевролитов, аргиллитов обычно не превышает 1-2%. ОВ, теряя CO2 и углеводород, преобразуется до стадии полуантрацитов.

5. метагенез (?метаморфизм) – последующее преобразование состава пород, особенно глинистых, при дальнейшем погружении.

С литогенезом как процессом осадочного породообразования связано формирование очень многих самых различных полезных ископаемых, в т.ч. углей, нефти, природных горючих газов, железных и марганцевых руд, бокситов, фосфоритов, россыпей и мн. др.

 

Билет 26

3.1. Складки, их элементы, классификация складок.

Складки – волнообразные изгибы слоистых толщ. Совокупность складок – складчатость. Наиболее распространены в складчатых областях и фундаментах платформ. Также определённый тип складок присутствует и в чехле. Элементы:

1.Свод. 2.Крылья 3.Угол 4.Осевая поверхность 5.Ось 6.Шарнир 7.Ядро.

Складки бывают синклинальные (прогнуты вниз) и антиклинальные (выгнуты вверх). Классификации:

по положению осевой поверхности (симметричные и асимметричные).

-По соотношению крыльев: обычные, изоклинальные, опрокинутые, веерообразные

-По форме замка: острые, тупые, коробчатые

-По соотношению мощностей в крыльях и замках: концентрические (с одинаковыми в крыльях и замках), с уменьшенной мощностью в замке или на крыльях.

-По отношению длины к ширине: линейные, брахиоформные, куполовидные.

8.27.  Конструкции добывающих нефтяных, газовых, нагнетательных скважин.

Направление- это часть скважины которая копается либо вручную , либо разбуривается с помощью ротора, для того чтобы не разрушалось устье скважины и для того чтобы придать скважине вертик положение . Устье скважины  полностью цементируется до поверхности.

Кондуктор(длина 100-150 м ) 45,78см до 61 – для предотвращения размыва рыхлых отложений

Диаметр 14- 17 дюймов(1 дюйм = 2,5 см).

Промежуточная технич колонка, которая уст-ся с целью перекрытий инт-в поглощения пром жидкости (цемент ыше башмака кондуктора на 50 м

D=8-12 дюймов .

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА- служит для перекрытия всех водон и пред пластов с целью

Их изоляции в процессе эксплуатации скв-н   d=5-6 дюймов.К. в доб скважинах цементируется либо выше башмака пром колонны на 15 м .Э.К. в г и нагнет скв-х цемент до устья .

В З.С. на г  мест с целью отбора мах дебитов газа спускается эн.к.  d=10 дюймов. Конст скважины

Должна обеспечивать:

1)экономия Ме 2)Обеспечить норм эксплуатацию скважины.3)изолировать все водоносные пласты.

2.4. Понятие о корах выветривания, зональность и основные типы.

КВ=комплекс ГП возникших на суше в результате преобразования материнских ГП под воздействием факторов выветривания.

Типы КВ: остаточная – продукт, оставшийся на местеположения. переотложенная. размытая, верх части частично смыты, а оставшиеся породы подвергаются проц-м выветривания. преобразованная (наложенная), возникла из остатков КВ в результате хим переработке в течение геологического времени или в результате инфильтрацмонных процессов.

По времени образования:1)современные, 2)древние

Состав КВ в существенной степени зависит от субстрата (первичной породы), при разложении, к-ом она образуется. Ультраосновные и основные породы, в составе которых преобладают фемические минераллы наиболее легко образуют КВ с мощной верхней зоной выветривания, сложенной окислами и гидроокислами Fe и Mg. Кислые породы, состав к-ых опр-ся преоблад-ем солических минералов преобразуется медленнее. В КВ возникают м-ия глин разного состава и светлых бокситов.

Профиль КВ опред-ся по степени разложения породообразующих силикатов и фиксируется интенсивностью выщелачивания кремнезема, проявляющихся соотношением кремния, аллюминия в минимальной массе КВыд-ся 3 профиля КВ: 1) насыщенный сиолитный или гидрослюдистый. Хар-ся измением силикатов реакциями гидратного (гидролизного) преобразования безсуществующей миграцией кремнезема. Главные минералы КВ этого профиля являются гидрослюды и гидрохлорит и отчасти бейделит и монтмориллонит. 2)  ненасыщенный сиолитный или глинистый. Отл-ся диорицитом кремнезема, удаленного в значительной степени из КВ. Гл минералы: каоленит, галлуазит-кварцем. 3) аллитный или латеритный. Св-но полное или почти полное нарушение связи м/ду SiO2  и Al2O3 (глиноземом и кремнеземом). Интенсивная миграция их из КВ. Гл минералы: гидроокислы Al (гиббсит), окислы и гидроокислы Fe, метагаллуазит.

 

Билет 27

8.30. Геологический и технический проекты бурения скважин. ГТН. Геологические наблюдения в процессе проходки скважин.

В процессе подготовки к бурению и во время его проведения ведется большое количество различной документации которые потом ваются в дело о скважине.

Геологический и технический проекты бурения скважин готовятся на начальном этапе, далее они служат источником данных для ГТН.

Геолого технический наряд (ГТН) – это документ на технологию проходки скважин, который учитывает как геологические так и технические условия ее проходки. Это основной докмент на бурение который составляют как геологические так и технические службы. В ГТН указывается: тип скв., её назначение, проектная глубина, стратиграфический разрез, конструкция скв., интервал с отбором керна, свойства бурового раствора. В технической части скорость проходки в различных интервалах, количество бур и насосов и т.д.

В процессе проходки скважин геологом ведется журнал в котором отмечаются интервалы отбора керна и проводится первичное его описание, описание шлама, образцов отобранных боковыми грунтоносами, отмечаются все интервалы облавов, провалов инструмента, нарушений циркуляции жидкости, особенное внимание уделяется интервалам нефтегазопроявления. При возникновении аварийных ситуациий и в случае возникновения осложнения скважин геолог также играет немаловажную роль (поглощение промывочной жидкости в пласт, открытое фонтанирование, недолив ж-кости в процессе подъема бур, прихват и т.д.).

4.3. Конденсат. Состав, свойства. Фазовые превращения в газоконденсатных залежах.

Конденсат это смесь бензиновых и более тяжелых УВ (это жидкие УВ).

Конденсат отдельно от газа в природном состоянии не существует, поэтому название газоконденсат.

                  Свойства конденсата, как и у жидких УВ, т.е. у нефти, по плотности ее < (до 0,80 от 0,66), но иногда встречается с плотностью 0,82-0,84, вязкость, термическое расширение, сжимаемость и расширение, t застывания.

                  По цвету бесцветные, слабо желтые (- оранжевые, - зеленые), красноватые.

                  Свойства:

Важным свойством являются фазовые переходы из газообразного состояния в жидкое. Эти процессы наз. ретроградными?

25-75% - содержание жидких УВ.

Ретрогр. процессы – это переход газа в жидкость и жидкости в газ.

Для характеристики конденсата используется конденсатный фактор, содержание стабильного и сырого конденсата.

Сырой конденсат – жидкость без удаления газа.

Стабильный конденсат – содержание жидкости в газе при t=20°С и Р=1 атм. При полном удалении растворенных газовых компонентов. Содержание стабильных конденсатов измеряется в см3/м3, г/м3 – используется для подсчета запасов.

                  Групповой состав:

Резко преобладают метановые, меньше нафтеновые и ароматические.

Характеризуется увеличением содержания (60-70%) бензиновых фракций.

Конденсат обладает всеми свойствами как жидкость (нефть), если он находится в жидком состоянии. Отличие от нефти по содержания S, парафина, плотности, по хромотограммам, Содержание S не превышает 1,5-2%, парафина не превышает 3% (в нефти до 10%), отсутствуют асфальтены, мало или отсутствуют смолы.

3.2.  Разрывы, их классификация, морфологические признаки. Тектонические покровы.

Сброс

Взброс (амплитуда несколько метров)

Раздвиг

Надвиг (амплитуда несколько сотен метров)

Сдвиг

Покров (тот же надвиг, но уже несколько км)

В зависимости от строения поверхности сместителя:

Ровная => зеркала скольжения

Изогнутая => зоны брекчирования.

Если разрывное нарушение очень пологое и протягивается на большие расстояния, то оно называется тектонический покров.

 

Билет 28

8.31.  Ориентировка скважины в пространстве. Спуск колонны, цементаж скважин.

1.               углом наклона. Используется в слабопроницаемых. Определяется точная глубина скважин с промощью замера бурового инструмента.

2.               Определение маркирующих горизонтов (по шламу, по керну).

3.               Выделение геоэлектрических реперов по каратажу.

4.               Определение кривизны скважин через каждые 10 м, измерение угла искривления и азимута направления.

Бывают 3 основных типа искривленных скважин:

-     Наклонная (1)

-     Пологая (2)

-     Горизонтальная(3)

а также другие более сложные способы ориентировки скважин связанные со сложным геологичечким строением.

                  Обсадная колонна состоит из

1.               направление (для закрепления устья)

2.               кондуктор (для изоляции пресноводных горизонтов и монтажа след. труб)

3.               промежуточная колонна (для предупреждения осложнений и аварий)

4.               эксплуатационная колонна (оборудуется башмаком для предотвращения деформации)

 

Цементируется затрубное пространство (между породой и колонной), цементаж бывает одноступенчатым, двуступенчатым и манжетным. Вкратце процесс заключается в спуске цемента по обсадной колонне при помощи продавочной жидкости дейсвующей на пробку, цемент проходит по колонне и уходит в затрубное пространство, пробка упирается в стоп-кольцо и процесс заканчивается. В газовых и нагнетательных скважинах цементируется до устья.

                  Необходимо проконтроллировать качество цементного камня чтомы исключить возможность заколонных перетоков и трещин. Это делается с поиощью акустической цементометрии.

4.4.  Органическое вещество. Компонентный состав, концентрации ОВ в осадках, породах, классификации. Битумоиды, компонентный состав, битумоидный коэффициент.

ОВ – это биохимич. компоненты (белки, углеводы, лепиды).

Белки – продукты конденсации аминокислот.

Углеводы – первичные продукты фотосинтеза.

Лепиды – жиры, жирные кислоты, основные компоненты ОВ, поступающие в осадок.

                  ОВ бывает по формам залегания:

1.Рассеянное.

2.Концентрированное – горючие сланцы, угли.

По генезису делится на:

Автохтонное (образованное на месте), аллохтонное (принесено).

1.Сапропелевое – простые организмы (водоросли).

2.Гумусовое – высшая растительность, молекулярная структура ближе к ароматич. УВ.

3.Смешанное.

Концентрация ОВ в породе (РОВ):

Меняется от 1 до 7%; если это уже угли, то > 40%, горючие сланцы 15-40%, керроген содержащие породы – 5-15%.

Все породы имеют разную концентрацию, субкларки – содержащие ОВ в породах: глины – РОВ> или =1%;

песчаники - 1–0,5%,

алевролиты – 0,8-0,3%,

известняки - <0,3%.

В баженовских глинах содержится РОВ до 25%.

Самая большая РОВ происходит в диагенезе (40-45% массы теряется). В нефтематеринских породах содержится > 1-2% ОВ, тогда могут образ. УВ.

                  Классификация ОВ:

Ван Кревелена: существуют три типа ОВ по соотношению Н/С и О2/С.

1 – сапропелевое ОВ,

2 – гумусовое ОВ,

3 – переходное ОВ.

Битумоиды – в-ва извлекаемые из ГП под воздействием различных расстворителей

Выделяются А, В, С – битумоиды под действием разных растворителей (спирто – бензольные, хлороформенные). Остается нерастворимая часть – керроген.

                  Отношение выделенной растворенной части ОВ к общей части ОВ – битумоидный коэффициент. Его изменение по разрезу отражает процесс нефтегазообразования. Там, где происходит max нефтеобразование битумоидный коэффициент имеет max значение.

                  Общее содержание органического вещества или органич. углерода от битумоидного коэффициента отличается на порядок.

                  Сорг.=3                                                          ß=0,3

Сорг./ß – битумоидный коэффициент.

Содержится S и N.

Битумоидный коэффициент уменьшается в гланой зоне нефтеобразования.

Тесная связь между битумоидным коэффициентом и массой УВ. Чем > битумоидный коэффициент, тем > масса УВ.      

2.6. Значение гранулометрического анализа в нефтегазовой геологии.

Граностав опред-ет кол-ие св-ва п. (прон-ть, пор-ть, КВ)

Если один. окатанности и размеры, нет цемента – хорошие св-ва

Дает возм-ть выделить речные, морские и др.

Гран состав песчано-глин пород опред-ет кол-ие св-ва п, категории буримости, степень извлекаемости Н и Г.

Осн. Методом изучения рыхлых и слабосцем пород явл-ся сетовый анализ. Он применим для гравийных, песчано-гравийных, песчаных и алевролитовых пород.

Для произв-ва анализа исп-ся станд. набор сит:

С набором отверстий

                10;7;5;3;2;1                   0.5;0,25;0,10

                  псефиты                       псаммиты

После подсчета веса фракций из анализ-ой навески и весовых %-в произв-ся мат обраь-ка рез-тов гран анализа, т.е. строится гистограмма и кривая распределения, при этом по оси абсцисс – размер обл зерен, по оси ординат – частота встречаемости в мм, равные образцу.

Речные и ооловые пески имеют + ассиметрию кр. распр-ия гран анализа.

А морские пляжевые –-ую.

Критерием для разделения ооловых песков и речных явл-ся лучшая сортировка ооловых.

Зн-ие эксцесса кр распр-ия морских песков – высокая, у речных – низкая.

На основании гран анализа пески и гравийно-галечные смеси оцен-ся как пол иск, т.е. выд-ся в строит-е, формировочные пески, гравийно-галечниковая отсыпка в гиг СКВ-ах, наполнитель бетона и т.д.

 

Билет 29

8.32.  Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения, вторичное вскрытие пластов. Выбор интервала перфорации, виды перфорации, их характеристика.

Вскрытие нефтяного или газового пласта (пересечение его скважиной в процессе бурения) имеет исключительно важное значение для освоения и последующей эксплуатации скважины.

Технологию вскрытия выбирают в соответствии с его геолого-геофизической характеристикой и физико-химическими свойствами насыщающих флюидов.

Вскрываемые скважинами продуктивные пласты можно разделить на две группы

-                 с высоким давлением и продуктивностью, фонтанирующие при вскрытии

-                 с низким пластовым давлением

Для первой группы необходимо хорошо обустроить устье скважины, использовать оборудование, обеспечивающее безаварийное бурение. Для второй группы особенно важно создать благоприятные условия для притока нефти и газа из пласта в скважину

Вода из глинистого раствора ( жидкости на котороой производится бурение) проникает в пласт и на стенках скважины остается глинистая корка, отрицательно влияет на коллекторские свойства пород, глинистые частицы пород разбухают, в следствии чего снижается проницаемость пласта

Для того, чтобы это избежать снижают водоотдачу раствора, добавлением в него ПАВ, использовании РНО. Глинистые растворы, участвующие при вскрытии должны иметь минимальную водоотдачу и в то же время образовывать тонкую, но прочную корку . Таким условиям удовлетворяют растворы, обладающие высокой колоидностью.

Другая важная задача при вскрытии пластов – это контроль за величиной пластового давления и в зависимости от этой величины подбирается величина плотности промывочной жидкости .Вскрытие осуществляют во всю мощность продуктивного пласта. Однако если скважина бурится в водонефтяной ( газоводяной) зоне, бурение останавливают выше ВНК.

Вторичное вскрытие пластов – вскрытие после проведения перфорации скважин.

Перфорация – пробивание отверстий в обсадной колонне, цементном кольце и стенках скважины в заранее заданном интервале глубин.

 Через перфарационные отверстия приходит приток нефти и газа в скважину. Перфорация служит также для нагнетания в пласт цемента, нефти. газа, воды.

Различают следующие виды перфорации: пулевую, торпедную, кумулятивную, гидропескоструйную.

При пулевой  перфорации перфоратор спускают в скважину на необходимую глубину на каротажном кабеле, пороховые заряды приводятся в действие электрическим импульсом

Торпедная перфорация – Вместо пуль применяют специальные снаряды. которые пробив обсадную колонну, цементное кольцо и проникнув на некоторое расстояние в пласт. образуют в породе дополнительные трещины.

 Кумулятивная перфорация – стенки колонны и цементный камень пробивается струей газа и расплавленного металла, образующейся при взрыве специальных зарядов. Струя , попадая в пласт образует каналы значительной глубины, улучшая фильтрационные свойства призабойной зоныидропескоструйный способ –струя жидкости с песком, истекающая с большой скоростью и направленная в стенку скавжины

Плдотность перфорации ( количество отверстий на один метр интервала перфорации) зависит от характера пород, слагающих продуктивный пласт. Против пластов с хорошей проницаемостью плотность небольшая ( 4 – 6 отверстий ), против плотных неоднородных пластов ее увеличивают

правильный выбор интервала перфорации имеет огромное значение. в результате неточной отбивки глубины пласт может оказаться невскрытымспользуют метод радиоактивного репера ( в процессе записи кривых КС, ПС проводится выстрел специальной пулей. содержащей некоторое количество радиоактивных веществ.) положение интервала перфорации должно соответствовать геолого-промысловой характеристике объекта освоения в скважине.

4.5. Породы-коллекторы и породы-покрышки нефти и газа. Пористость, проницаемость. Закономерности изменения. Геологические факторы, влияющие на параметры. Классификация коллекторов.

Коллекторы: песчаники и алевролиты, трещиноватые и кавернозные известняки.

Покрышки: глины, аргиллиты, заглинизированные песчаники, плотные породы.

Коллектор от 0,1 мД. Менне 0,1 мД – неколлектор (условно принято геологами).

Проницаемость изменяется от первых единиц мД и до несколких тысяч.

Пористость – отношение открытых пор ко всему объему породы. (5-35%-коллектор).

Терригенные по литологии: кварцевые, полевошпатовые, грауваковые.

Карбонатные: известняки, доломиты, опоки. Вулканогенные: туффы, трещинные порфириты и базальт.

Их пористость и проницаемость.

Выделяют 6 типов коллекторов по проницаемости (по Ханину): Кпр > 1000 м210-15, мД.

                  1000 – 500 мД;

                  500 – 100   мД;

                  100  -  10    мД;

                  10  -   1       мД.

                  <1 мД – не пром колл.

По пористости эти классы могут быть различны. Пористость обусловлена цементом. Цемент различается по литологии (глинистый, карбонатный, туфогенный, пиритизированный) и по распределению (базальный, пленочный, контактный, неравномерный).

                  Породы-покрышки в основном различ. по литологии (глины, соли, любые непроницаемые породы), по экранирующим свойствам (давление прорыва и т.д.), выдержанность покрышки, однородность.

                  Геологические факторы:

1. с глуб. колл. Ухудш.

2. Т – температура

3. Р – давление

4. Минерализация.

5.12. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Разведка многопластового место­рождения. Расчеты оптимального количества скважин для разведки нефтяных и га­зовых залежей. Стратегия и тактика разведочных работ.

Разведочный этап – это комплекс работ, позволяющий перевести общие знания об открытом объекте в набор технологических параметров необходимых для разработки.

·     Предварительная стадия – детальные геофизические съемки, бурение оценочных скважин, экономический анализ рентабельности открытий.

·     Детальная стадия – бурение разведочных скважин, 3D-сейсмика, детальный анализ керна, флюидов, дебитов, экономический анализ. Категории С2 переводятся в С1 и В.

·     Доразведка – бурение опережающих эксплуатационных и разведочных скважин, изучение гидродинамических свойств залежей, экономический анализ. Дальнейший перевод запасов из категорий С2 и С1 в В.

Система размещения скважин выбирается в зависимости от формы, размеров и типа залежи, но основное правило должно быть соблюдено – на каждую скважину должно приходится примерно равное кол-во нефтенасыщеных пород.

5.   Профильная

6.   Кольцевая

7.   Метод треугольника

8.   Смешаный способ размещения

Этажи разведки – группы пластов с близкими по строению, размещению и фазовому состоянию залежами. Каждый этаж разведуется своей сеткой скважин, этаж разведки всегда больше чем этаж эксплуатации.

Базисный горизонт (залежь) – самый крупный по размерам и запасам, разведуется в первую очередь.

В случае многопластового месторождения в один этаж не объединяются пласты разделенные мощной водоносной толщей. Если залежи разных горизонтов при проецировании на одну плоскость перекрываются только на 25% или менее – то залежи разведываются раздельно. И если пласт с АВПД то тоже не объединяется.

Количество разведочных скважин зависит от размеров, запасов залежи и литологической изменчивости и наличия материальных ресурсов у предприятия. В любом случае необходим детальный геологический и экономический анализ имеющихся сведений об объекте. Условно принимают площадь квадрата вокруг скважины для нефтяной залежи 4-9 км2, для газовой от 16 км2 и более, “квадраты” размещают не перекрываясь по площади залежи.

Мелкие залежи обычно разведаются 3 скважинами и переводятся в эксплуатацию. Гигантские разведываются по блокам. Газовые залежи разведываются меньшим числом скважин, немедленно переводятся в эксплуатацию. Основной принцип – сокращение времени окупаемости капитальных затрат, увеличение запасов промышленной категории с наименьшими затратами.

 

Билет 30

8.33. Методы вызова притока нефти и газа из пласта. Опробование скважин. Методы повышения производительности скважин.

Освоение – это вызов притока или обеспечение приемистости скважин. выбор способа освоения зависит от:

продукции, которую расчитывают получить из скважины

назначения скважины

литолого-физической характеристики объекта освоения

пластового давления

свойств промывочной жидкости

Освоение нефтяных и газовых залежах основано на создании перепада между пластовым и забойным давлением. Если объекты освоения характеризуются высоким пластовым давлением. то фонтанный приток нефти будет иметь место сразу после перфорации пласта без проведения каких-либо мероприятий по снижению забойного давления. В большинстве же случаев, чтобы вызвать приток нефти необходимо снизить забойное давление. Этого добиваются - снижением плотности жидкости в скважине путем замены ее жидкостью с меньшей плотностью или путем аэрации

снижением уровня жидкости в скважине свабированием

нагнетанием сжатого воздуха или газа компрессором

Опробование – это оценка продуктивности объекта, осваимого в скважине. т определение дебита, приемистости скважины

Дебиты. приемистость, и газовые факторы желательно измерять при разных пластовых  и забойных давлениях. если скважины фонтанируют при освоении следует учитывать диаметр Штуцера. Также фиксируют вынос песка, частиц пород, процент воды в продукции, содержание газоконденсата

Методы увеличения производительности скважин:

Гидравлический разрыв пласта - создание искусственных горизонтальных и вертикальных трещин в пласте с помощью закачки жидкости под высоким давлением.

В скважину закачивается жидкость разрыва. В этот момент образуются трещины, После образования трещин в скважину закачивается жидкость-песконоситель. которая продавливается полностью рассчитанным объемом продавочной жидкости. После этого скважина останавливается на сутки, потом она промывается от продуктов реакции, определяется коэффициент продуктивности, по которому определяют эффективность данного технологического процесса

ГРП позволяет увеличить производительность скважин в 2, 3 раза

Термокислотная обработка скважин

На забой скважин закачивается вещество (магний), которое дает в реакции с кислотой высокую температуру и большое количество газа, скважина оставляется на реакцию на сутки очищаются поровые каналы продуктивного пласта. увеличивается производительность скважин.

Термообработка скважин

Обработка с помощью передвижных поровых установок (ППУ). Создается давление и скважина прокачивается

Очищает запарафинированные части скважины, падает давление на устье скважины.

Термогазохимическая обработка скважин

В скважину насосно-компрессорными трубами закачиваются дымные пороха, спускается каротажный кабель, порох поджигается – большое количество газа и высокая температура. Газ проникает в поровую часть пласта. уменьшая вязкость нефти – в 2, 3 раза повышается производительность пласта

Термохимическая обработка скважин – Сначала закачивается одно вещество, потом другое, вступая в реакции друг с другом, образуется большое количества тепла и газов. увеличивается производительность скважин.

Применение мощных вибраторов

Засчет вибрации колонны прочищаются поровые каналы, увеличивается проницаемость

Применение мощных ядерных взрывов

Мощность взрыва рассчитывается в зависимости от глубины. В эпицентре взрыва выделяется много газов, создается высокая температура и на расстоянии 20-30 м. от взрыва происходит очищение ПЗП.

4.7. Залежи нефти и газа, их классификация по разным признакам.

По углеводородному составу:

- нефтяные

- газовые

- газонефтяные

- газоконденсатные

- газоконденсатнонефтяные

По объему запасов:

Для нефти  <10 млн – мелкие

- 10-30 млн  средние

- 30-100 млн крупные

- 100-300 млн гиганские

- >300 млн уникальные супергиганты

Для газа: <10 млрд. м3  - мелкие

- 10-30 млрд. м3  средние

- 30-100 млрд. м3  крупные

- 100-500 млрд. м3  гиганты

- > 500 млрд. м3  уникальные супергиганты

По типу ловушки:

- Залежи структурного класса. Залежи приуроченные к антиклиналям и куполам: сводовые, висячие, тектонически экранированные, блоковые – образуются в сильнонарушенных структурах, где амплитуда разрыва превышает мощность продуктивных пластов, приконтактные – на контакте прод. горизонтов с соляным штоком, диапировым ядром или с вулканогенными образованиями.

Залежи приуроченные к моноклиналям. Они связанны с структурными носами или же с разрывными нарушениями, осложняющими строение моноклинали.

Залежи приуроченные к синклиналям. Формируются в синклиналях под действием сил гравитации обычно в коллекторах, не содержащих пластовых вод. Встречаются редко.

- Залежи рифогенного классабразуются в теле рифовых массивов.

-Залежи литологического класса. Залежи литологически экранированные – приуроченные к участкам выклинивания или замещения проницаемых пород.

Залежи литологически ограниченные. Они приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек – шнурковые или рукавообразные, баровые – к  прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров, линзовидные – к гнездообразно залегающим коллекторам окруженным со всех сторон непроницаемыми породами.

- Залежи стратиграфического класса. Они могут быть приурочены к участкам стратиграфических несогласий на антиклиналях, куполах и монаклиналях.

3.4. Геологическая съемка. Цели и задачи, методика проведения и составления геологической карты. Новые технологии геокартирования.

Геологическая съемка проводится для изучения геологического строения данного региона, изучение полезных ископаемых.

                  Бывает мелкомасштабная: – 1:1000000 и < (региональные работы)

                  Крупномасштабная: - 1:50000 и < (поисковые работы).

                  Бывает маршрутная и площадная съемка.

                  Продолжительность съемки от 1 сезона до 5-7 лет.

                  Одновременно сопровождается изучением рельефа, инструментальной съемкой (привязка ПИ к определенным топографическим элементам).

                  При геологической съемке используются аэро-, космоснимки.

                  Основана на знании стратиграфии данного района.

                  Делится на этапы:

1.   Подготовительный.

2.   Полевой.

3.   Камеральный.

3.а-изучение мелкомасштабных карт, всех проведенных работ, подготовка оборудования для экспедиции

3.б-работа в поле, сопровождается описанием отложений, замерами азим. падения и угол падения образцов, отбором образцов на разные виды анализа, отбор полезных ископаемых.

                  В течение полевого этапа проводятся ежедневные камеральные работы и обработка образцов.

3.в-написание отчета и построение геологической карты. На нее выносятся все складки, азимуты падение пород, угол падения пород по маршрутам, выходы пород.

Требования к маршрутам:

1.                 Изучение вкрест простирания.

2.                 Отыскать хорошую обнаженность.

Источники. Слева делают стратиграфическую колонку, внизу – геологический профиль (разрез)права – условные знаки. Отчет должен содержание описание стратиграфии, тектоники. ПИ развития района.

Кондиционные – требования определенная изученность для разной сложности р-на:

1.На 1 кв2 треб 1-2 т. для простого р-на

2.В сложном р-не 4-5 т. и площадная съемка

3.Если знач часть территории скрыта Q отл., то она вскрывается шурфами. Изучаются и сами Q отл. для изучения возм. использования их для строительных работ.

Новые технологии. В закрытых территориях (пример З.С.), по данным электроразведки, сейсмики, на основе геофизических данных, при помощи спец программ (Шлюмбирже) анализируется территория и строятся карты.

 

Билет 31

8.15. Геолого-промысловое обоснование применения новых методов воздействия на нефтяные и нефтегазоконденсатные пласты.

К новым методам воздействия на пласт обычно относят все методы, отличающиеся от традиционного заводнения, но такое деление на традиционные и новые методы довольно условно, т.к. часть методов, относимых к новым, в той или иной мере связана с традиционным заводнением или базируется на нем.

В н.в. к ним относятся: физико-гидро­дин-кие; физ-хим-ие; теплофиз-кие; термохим-кие; смешивающегося вытеснения.

1. Физико-гидродин-кие методы - циклическое заводнение и другие способы создания нестационар­ного давления и периодического изменения направления фильтра­ционных потоков в прод-ых пластах. Направ­лены на повышение охвата пластов процессом вытеснения в усл-ях традиционного обычного заводнения за счет вовлечения в разр-ку малопроницаемых слоев и прослоев, а также за­стойных зон. Суть методов - создание  перепадов давления м/у зонами (слоями) с раз­ной прон-тью и насыщенностью. К физико-гидродин-им методам относят водогазовое циклическое воздействие на пласты, при котором в пласт поочередно нагнетаются В и Г, к-ое способствует повыше­нию охвата неоднородных пластов заводнением вследствие сниже­ния относительно прониц-ти высокопрон-ых пропластков, занятых в/газовой смесью.

2. Физико-хим-ие методы основаны на вытесне­нии Н водными р-рами различных хим-их реагентов, улучшающих или изменяющих в необходимых направлениях вы­тесняющие св-ва воды. Сюда относятся водорастворимые ПАВ, полимеры, кислоты, ще­лочи, а также мицеллярные растворы и др. Их действие основано на снижении межфазного натяжения м/у Н и В (ПАВ, щелочи) или устранении капиллярных сил в заводненном пласте (мицеллярные р-ры), приводящем к увеличению коэф-та заводнения, или уменьшении различия в вязкостях Н и вытесняющей ее В (полимеры), обеспечивающем по­вышение коэф-та заводнения.

3. Теплофиз-ие методы основаны на закачке в пласт теплоносителей— пара или горячей В. Вытеснение Н паром—распространенный метод. Он основан на том, что пар (обладающий теплоемкостью, в 3—3,5 раза превышающей теплоемкость горячей В при 230 0С) вносит в пласт значительное кол-во тепловой энергии,  к-ая обеспечивает снижение вязкости пластовой Н, дистилляции Н в зоне пара, гидрофилизации породы-кол-ра вследствие расплавления и удаления со стенок скв-н смол и асфальтенов и др. В результате повышается как ко­эф-т вытеснения, так и охват процессом разр-ки.

4. Термохим-ие методы повышения н-отдачи связаны с различного рода процессами внутрипластового горения Н — сухого, влажного и сверхвлажного, в том числе с уча­стием щелочей, оксидата и т. п. Эти методы основаны на способ­ности пластовой Н вступать в реакцию с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающуюся выделением боль­шого кол-ва тепла (внутрипластовым горением). Применяют прямоточное сухое и прямоточное влажное или сверхвлажное горение.

При прямоточном сухом горении на забое воздухонагнетательной скв-ны поджигается Н и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добкв-нам. Из-за низкой теплопроводности воздуха по сравне­нию с теплопроводностью пород пласта фронт нагревания породы отстает от перемещающегося фронта горения, в рез-те основная доля тепла (до 80 % и более) остается позади фронта горения и в значительной мере рассеивается в окр-щие породы.

При прямоточном влажном горении в пласт нагнетают в опре­деленном соотношении воздух и В. В при соприкосновении с фронтом горения испаряется. Увле­каемый потоком Г, пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева с насыщенным паром и сконденсированной горячей во­дой.

5. К группе методов смешивающегося вытеснения от­носят вытеснение Н смешивающимися с ней агентами — УВ газами: сжиженным н-ым газом (преимущест­венно пропаном), сжиженным обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном) и сжиженным  неУВ-ым газом — углазом или двуокисью углерода.

При смешивающемся вытеснении с применением углаза механизм вытеснения в значительной мере опр-тся со­стоянием двуокиси углерода в пласте, к-ая может находиться в пласте в жидком состоянии только при темп-ре ниже 32 °С. В этом случае процесс вытеснения Н жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их вза­имной растворимости. При растворении жидкой двуокиси угле­рода в Н существенно увеличивается Vн, умень­шается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил. Так, Vн при растворении в ней СО2 увеличивается в 1,5—1,7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение н-извлечения при разр-ке залежей маловязкой Н. При вытеснении высоковязких Н основной эффект достигается в рез-те увеличения коэф-тов вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости Н. Причем вязкость Н при смешивающемся вытеснении с СО2 снижается тем сильнее, чем выше ее начальное значение.

4.6. Ловушки нефти и газа. Их классификация по различным параметрам.

Ловушка – природный резервуар в виде породы коллектора, ограниченной малопрониц.породами, способная не только проводить, но и удерживать флюид.

Виды ловушек:

пластово-сводовые

ловушка с литологическим экраном (замещение прониц.пород на малопроницаемые)

тектонически экранированные

стратиграфически экранированные

массивные

   Пластово-сводовая    Литологически экранированная

Тектонически-экранированная.     Стратиграфич.                                  экранированная

Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под действием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ как наиболее легкий флюид размещается в верхней части ловушки или залежи над нефтью, внизу под нефтью скапливается вода. В нефтяных залежах наличие газа в сводовой части называется газовой шапкой. Если газовая шапка большая, а скопление нефти - небольшое, его называют нефтяной оторочкой.

7.18. Методы расходометрии и потокометрии скважин.

Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет громаднейшее значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, т.е. прогнозирования методов регулирования процесса разработки в пределах каждого объекта разработки. Это весьма важно и для вычисления соответствующих параметров (например, послойной неоднородности) при расчёте годовых и накопленных отборов нефти.

Кроме того, комплексная обработка дебитограмм и расходограмм позволяет определить величину коэффициента охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пластового давления. В то же время следует помнить, что величина работающей мощности с ростом депрессии будет увеличиваться. Для решения этой задачи привлекаются два типа дебитомеров: термоэлектрические - СТД-2; гидродинамические РГТ-1, РГД-2М. При интерпретации этих исследований по СТД-2 чётко выделяются работающие интервалы пласта толщиной до 0,4 м, но они не позволяют оценить характер распределения дебита по отдающим пропласткам. Небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти могут быть вообще не зафиксированыриборы типа РГТ-1, наоборот, позволяют получить количественную характеристику профиля притока пластов, но с менее чёткой их фиксацией на диаграмме. Кроме того, эти приборы помогают выявить небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефтиапример, на одном из месторождений Западной Сибири были перфорированы пласты АВ2, АВ3, АВ4-5 Как показали исследования дебитомерами, из перфорированного интервала пластов, достигающего 40 м, работает только 10,8 м (верхняя часть пласта АВ4-5). На другом месторождении при совместной перфорации пластов БС1+БС2-3+БС10 нижний пласт вообще не работает. Аналогичная картина наблюдается на месторождении, где совместно эксплуатируются пласты БС5+БС6+БС8, однако работает лишь пласт БС6. На другом месторождении работающая толщина пластов колеблется от 10 до 53 %, составляя в среднем всего 29 %.Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуатационных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим эксплуатационным скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времениапример, при исследовании одной из нагнетательных скважин (пласты АВ2-3) расход воды составил 1450 м3/сут; интервал перфорации 1804-1841 м, 1849-1854 м. С помощью магнитного локатора муфт фактический интервал перфорации установлен в интервалах 1804,4-1841,8 м; 1849,6-1854,6 м. По данным РГТ-1 уход воды зафиксирован лишь в интервалах 1836-1837 м; 1837,8-1838,6 м; 1840,2-1841 м. Коэффициент охвата пласта заводнением составляет всего 0,049.Установить истинную величину работающей мощности помогут новые приборы - дебитомеры РГД-4, РН-26, термодебитомеры Т-4, СТД-2, комплексные приборы "ПОТОК-5".Следует заметить, что проводимые исследования профилей отдачи и притока на нефтяных месторождениях нашей страны позволяют сделать вывод о возможности изучения неоднородности нефтяных залежей, ориентировочной оценки рабочей толщины пластов, а также решения отдельных вопросов контроля и регулирования разработки.