19. Методы акустических исследований скважин

АК основан на изучении упругих свойств г.п. по наблюдениям в скважине за распростр упругих волн. Применяемый прибор в АК – источник упруг колебаний и располож на некотором расстоянии от него 1 или 2 приемника. При перемещении прибора по скв регистрируют кривую изменения времени пробега упруг волны расстояние м/у источником и приемником. Это время обратно пропорционально скорости распространения упругой волны в среде – модификация АК по скорости (АКС). Другой модификацией является АК по затуханию (АКЗ), с помощью котор изуч способность г.п. поглощать (ослаблять) упругие колебания. В АКЗ регистрируют кривую изменения по стволу скв амплитуды упругой волны, прошедшей расстояние от источника до приемника или расстояние м/у ними. Измерения АК проводят в скв, заполн жидкостью. Это обеспеч акустический контакт излучателя и приемника с окружающей средой. В растворе, насыщенном газом, акустический контакт со средой нарушается, а в сухой скважине отсутствует. Существует 2-элементный зонд(1 приемник и 1 излучатель), 3-элементн зонд (очень распространен, база – расстояние м/у приемниками; длина зонда – расстояние м/у излучателем и приемником), 4-элемнтные и многоэлементные. АК применяют для изучения разреза скважины и оценки технического состояния.

19. Основные критерии оценки нефтегазоносных регионов. Процесс образования скоплений нефти и газа контролируется совокупностью целого комплекса факторов: Тектонические критерии. Нефтегазообразование развивается лишь в бассейнах осадконакопления, при­уроченных к палеовпадинам, характеризующимся устойчивым прогибанием с амплитудой, достаточной для возникновения термобарических условий, необходи­мых для преобразования и последующей миграции нефтяных УВ. Важным условием является: распространение региональных геоструктурных элементов, бла­гоприятных для формирования соответствующих нефтегазоносных обла­стей: на платформах – сводовых поднятий, мегавалов, впадин; в переходных и складчатых областях – предгор­ных и межгорных впадин и срединных массивов; наличие в пределах исследуемой территории региональных лову­шек, благоприятных для формирования зон нефтегазонакопления; ассоциации солянокупольных структур; региональных нарушений; зон развития повышенной тектонической трещиноватости; ассоциации рифогенных образований. Палеогеографические критерии. Некоторые генетические группы зон нефтегазонакопления, связан­ные, например, с погребенными песчаными образованиями типа бар или дельт палеорек, формируются в прибрежных зонах палеоморей. Сле­довательно, для прогнозирования их необходимо изучение палеогеогра­фических условий с выяснением очертаний береговых линий палеомо­рей, границ областей суши (областей сноса) основной гидрографической сети и других физико-географических условий каждого изучаемого от­резка времени геологической истории. Литолого-фациальные и геохимические критерии. Для прогнозирования перспектив нефтегазоносности исследуемой территории необходимо выявить в разрезе возможно нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие комплексы. Общими особенностями нефтематеринских отложений являются: повышенное содержание в них органического вещества (не менее 0,5%) преимущественно сапропелевой или гумусово-сапропелевой при­роды; определенная степень превращения (метаморфизма) органическо­го вещества; Литолого-фациальными условиями накопления осадков контролиру­ется формирование состава и коллекторских свойств пород, участвующих в строении природного резервуара, а также распространение толщ пород-покрышек. Гидрогеологические и палеогидрогеологические критерии. К числу основных гидрогеологических критериев оценки региональ­ной нефтегазоносности недр относятся условия распространения в разрезе и пространстве зон и областей затрудненного и интенсивного водообмена, а также степень промытости инфильтрационными водами отложений отдельных струк­турных этажей. Гидрогеологическая закрытость каждого оцениваемого структурного этажа — важнейший фактор для положительной оценки перспектив нефтегазоносности недр. В комплексе гидрогеологических исследований большое значение имеет изучение состава, упругости (давления насыщения) и количества растворенного газа в пластовых водах. Во всех скважинах, где получены притоки пластовой воды, должен производиться отбор проб глубинным пробоотборником. В со­став растворенного газа обычно входят метан, тяжелые углеводороды, углекислый газ, сероводород, азот, кислород и др. Основным показателем существования нефтяных залежей является наличие тяжелых углеводородистых газов. Присутствие в углеводородных газах углекис­лого газа, сероводорода и азота свидетельствует о происходящих про­цессах разрушения нефтяных и газовых залежей. Геотермические критерии. В бассейнах седиментации со слабым тепловым потоком палеогеологические условия были сравнительно менее благоприятными для раз­вития нефтеобразования и начальной (первичной) миграции нефтяных углеводородов из продуцирующих отложений в коллекторы. Нефтегазопроявления на поверхности и их значение для прогнозиро­вания нефтегазоносности недр. Важным критерием являются естественные нефтегазопроявления на земной поверхности, в буровых скважинах и горных выработках. Различают: высачивание нефти; отложение асфальта; выделение газа; грязевые вулка­ны; выходы пропитанных нефтью пород. Проявления нефти и газа на поверхности Земли, в каком бы виде они ни встречались, в большинстве случаев связаны с теми или иными скоплениями на глубине. Критерии прогноза сохранности сформировавшихся зон нефтегазо­накопления. Наиболее благоприятно для сохранности скоплений нефти и газа преимущественное развитие устойчивого погружения территории, кото­рое сопровождается накоплением мощных толщ осадочных образований, в том числе коллекторов и покрышек, и благоприятными гидрогеологи­ческими и геохимическими условиями. Важнейшим фактором, определяющим сохранность скоплений нефти и газа, является также наличие в разрезе отложений слабопроницаемых пород-покры­шек.