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 )выше 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.Э.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 КВ.Выд-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.

Гран.состав 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 зоны.Гидропескоструйный 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 невскрытым.Используют 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.

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.

 

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.е 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.т – мелкие

- 10-30 млн.т  средние

- 30-100 млн.т крупные

- 100-300 млн.т гиганские

- >300 млн.т 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 класса.Образуются 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).Справа – 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 доб.скв-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 — угл.газом или двуокисью углерода.

При смешивающемся вытеснении с применением угл.газа 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 зафиксированы.Приборы 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 нефти.Например, 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 времени.Например, 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.