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