1. Глинистые породы, их уплотнение.

Глинистые породы составляют около 50% среди всех осад.г/п. Сложены более чем на 50% частицами мельче 0,01 мм, причем не менее 20% из них имеют размеры меньше 0,001 мм. Основная масса этих частиц — глинис.минералы(90%). В качестве примеси в глинах обычно присутствует различный материал обломочного и химического происхождения. Собственно глины состоят из тончайших чешуйчатых кристаллов минералов, образ-ся при выветр полев. шпатов и др. разрушающихся минералов. Помимо глинистых минералов в глинах в качестве акцессорных компонентов в различ. количествах обыч. присут. хемогенные образования (сидерит, кальцит), орг. в-ва и разнообразные коллоиды. Важнейшими свойствами глин являются:

1) способность в смеси с водой образовывать тонкие «взвеси» (мутные лужи) и вязкое тесто;

2) способность набухать в воде;

3) пластичность глиняного теста, т. е. способность его принимать и сохранять любую форму в сыром виде;

4) способность сохранять эту форму и после "высыхания с уменьшением объема;

5) клейкость;

6) связующая способность;

7) водоупорность, т. е. способность после насыщения определенным количеством воды не пропускать через себя воду.

Среди физических свойств наименее изменчивы показатели плотности глинистых пород. Они варьируют от 2,50 до 2,85 г/см3. Примесь орг.веществ пониж. плотность глин, т. к. для гумуса она равна 1,25—1,40 г/см3. У минеральных монтморилл. глин ее величина также низкая — до 2,25 г/см³. Значения пористости варьируют от 25—30 до 60%; подавляющая часть пор является открытой, доступной для жидкой компоненты. Наибольшей плотностью, как правило, облад. древние глины, залег. на значит. глубинах и испытавшие сильное уплотнение. К этой категории относятся большая часть палеозойских, мезозойских, нек-рые эоцен. и палеоген. глины. Высокую уплотненность, независимо от возраста, имеют глинистые образования горно-складчатых районов, такие, как апшеронские глины Закавказья, олигоценовые глины Западного Кавказа. Среди континентальных четвертичных отложений наибольшую уплотненность имеют ледниковые глинистые залегания. Наименьшими показателями уплотнения характеризуются четвертичные озерные, озерно-ледниковые, аллювиальные и делювиальные глинис. образования.

2. Опэ залежей ув сырья

ОПЭ проводится после окончания разведочных работ или параллельно с ними.

Цель ОПЭ: определение энергетической хар-ки залежи, степени взаимовлияния отдельных скважин м/у отдельными пластами, нефтяной и законтурной частями залежи, а так же оценке ФЕС залежи, кот определяются гидродинамическим методами исследований.

В процессе ОПЭ регулярно замеряются дебиты нефти и газа, воды на групповых сборных пунктов, % обводненности продукции, количество выносимого песка. Устанавливается жесткий контроль за учетом добычи нефти, газа, воды.Большое внимание уделяется определению ГФ-газового фактора (особенно при снижении Рпл ниже Рнас).

За контуром нефтеносности из числа разведочных скважин выбирают пьезометрические скв-ны, в которых определяется изменение уровня пластовой воды в зависимости от отборов нефти, газа, воды из залежи. С этой целью эти скважины оборудуют пьезографами, с помощью кот регулир-ся уровень жидкости.

Для оценки физико-химических и товарных свойств нефти, газа, воды берут поверхностные пробы этих флюидов. С помощью глубинных пробоотборников отбирают глубинные пробы нефти, анализ которых позволяет определить Рнасыщ, объем и вязкость нефти при различных давлениях, объемный, пересчетный коэффициенты и коэффициент усадки, ГФ, газонасыщенность. На основе полученных анализов строят кривые растворимости газа в нефти при контактных и дифференциальных процессах.

Параллельно с замерами дебитов нефти осуществляется жесткий контроль за динамикой изменения пластового давления во времени в зависимости от текущих и суммарных отборов. С этой целью замеряют Рпл во всех добывающих, простаивающих и пьезометрических скважинах, строят карты изобар, по которым рассчитывают средневзвешенные Рпл, как в пределах внешнего контура нефтеносности, как и в зоне отбора. Определяется возможность эксплуатации залежей при снижении давления ниже Рнас.

Особое внимание уделяется при ОПЭ гидродинамическим исследованиям. Снимаются индикаторные кривые, как при Рпл < Рнас, так и при Рпл> Рнас. По кривым рассчитывают коэффициент продуктивности, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности. Большое значение при этих исследованиях отводится снятию кривых восстановления давления самопрослушиванию, гидропрослушиванию, обработка которых позволяет не только рассчитать, но и установить его неоднородность, а также гидродинамическую связь, как отдельных скважин и пропластков между собой, так и нефтяной и законтурной частей залежей. По результатам гидродинамических исследований устанавливает наличие различных экранов, участков выклинивания пласта.

Комплексная оценка проводимых исследований позволяет установить режим залежи, темп падения Рпл, определить метод поддержания Рпл.

По каждой скважине и в целом по залеже устанавливается технологический режим их работы. Подготавливаются исходные данные для проектирования разработки, размещения добывающих и нагнетательных скважин, расчета динамики добычи, закачки воды в пласт.