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. Микронеоднородность – неоднородность связанная с изменением коллекторских свойств, коэффициента отсортированности и фациального состава пород коллекоров. Макронеоднородность – неоднородность 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


б.неоднородности, 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, структ.карт, 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. Коэф.открытой 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.

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

Коэф.трещиности: 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 спец.компоновке 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.

Коэф.нефте -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,т.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.