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,А).

- 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, ачимовс.толща, 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),открыто 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,С,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,Г - 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,Г - 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.