Билет №1.

1. Методы получения геолого-промысловой информации о залежах продуктивных пластов.

Методы (прямые), основанные на изучении залежей продуктивных пластов по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин.

Прямые методы исследования скв-н дают наиболее полную и объективную оценку продукт-ых пластов и нефт. зал-ей, но в отдельных их точках

Геофизические методы изучения разрезов скважин

Геофиз-ие исследования можно разделить на пять групп:

1) изучение разрезов скв-н и последовательности напластования;

2) изучение характера нефтегазонас-ти продук-ых пластов;

3) определение колл-их св-в пластов;

4) контроль за состоянием разработки нефт. и газ. залежей;

5) определение технического состояния скв-н.

Геофиз. методы включают электрический, радиоактивный, акустический каротаж, а также другие специальные виды исследования скв-н.

В процессе геол-ой интерпретации геофиз-их исследований устанавливают следующие важнейшие харак-ки: 1) литолог-ое строение продук. пластов, 2) их границы (кровля и подошва), 3) общую и эфф. толщины пластов, 4) последовательность напластования, 5) колл-ие св-ва (пор-ть, прониц-ть), глинистость, нефтегазонас-ть, 6) разделы газ-вода (ГВК), вода-нефть (ВНК), газ-нефть (ГНК). Осущ-ют контроль за разработкой залежей.

Гидродинамические методы

Среди гидродинам. исследований пластов и скв-ин выделяются методы установившихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания и самопрослушивания скв-н.

Метод установившихся отборов заключается в том, что на каждом режиме эксплуатации скв-ны (при изменении диаметра штуцера) должны быть доведены до постоянной величины заб. давление (Р_заб) и дебит нефти (Q_н) к-ые постоянно фиксируются на каждом режиме.

Метод неустановившихся отборов, позволяет определять пар-ры пласта без предварительного учёта радиуса скв-ны, радиуса ее дренирования и коэф-ов дополнительных фильтр-ых сопротивлений.

При гидропрослушивании выбирают две скв-ны: возмущающую и реагирующую.

Методы изучения разрезов скв-н с помощью дебитомеров и расходомеров

Комплексная обработка дебитограмм и расходограмм позволяет определить величину коэф.охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пласт.давления, выделяют работающие интервалы пласта.

Определение профиля притока в нагнет-ых скв-ах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки экспл.объектов.

Геохим-ие методы изучения продук-ых пластов

Три основных метода:

1) газовый каротаж скв-н; 2) люминисцентно-битуминологический анализ; 3) гидрохим-ий анализ подзем. вод.

1)газовый каротаж скв-н - это вид исследования, применяемый для выделения нефтегазонасыщенных пластов в разрезе опорных, параметрич., поиск. и развед. скв-н и предусматривающий непрерывное извлечение газа из промыв. жидкости, выходящей из скв-ны, определение общего содержания.

2)люминисцентно-битуминологический анализ-метод определения содержания состава рассеянных в породе битуминозных в-в, основанный на наблюдении их люминесценции. Газы и легкие нефти обычно не светятся, светятся тяжелые н. и н. средней плотности.

3)Гидрохим. анализ подз. вод: В процессе опробования скв-н отбираются пробы воды из каждого водоносного пласта и водоносных частей продук-ых пластов. Эти пробы направляются в хим-ую лабораторию, где устанавливаются:

1) ионно-солевой состав воды, кол-во воднорастворённых газов;

2) содержание микрокомпонентов (йода, бора, брома, бария, микроэлементов и т.д.);

3) виды и кол-во воднорастворённых ОВ-в;

4) реакция среды, т.е. щёлочно-кислотные свойства воды( рН, Eh)

С целью геол-ой интерпретации результатов анализа строятся типовые гидрогеол-ие разрезы, где отражается ионно-солевой и газ-ый составы вод различных горизонтов.

Изучение разрезов скважин по буримости пород (механический каротаж)

Он основан на зависимости срабатываемости долот и времени, затраченного на проходку 1 м ствола скв-ны. Сравнительный анализ этих материалов позволяет выделить в разрезе пласты различной плотности и твёрдости. Этот метод обычно используется при установлении литолог. состава пород в процессе разведочных работ.

Термометрические методы

можно разделить на пять групп:

1) замер температуры пластов;

2) термодинамические методы исследования пластов и скв-н;

3) термографические исследования скв-н;

4) изучение тепловых полей нефт. залежей при закачке в них холодной воды;

5) термометрический контроль при тепловом воздействии на пласт.

Инф-ция на основе анализа результатов эксплуатации доб. и нагнет. скв-н

В процессе анализа эксплуатации доб. скв-н по соотношению дебитов можно сделать вывод о хар-ре колл-ра, закономерностях изменения колл-их св-в по площади залежи, наличии трещиноватости, ориентировке трещин в пределах площади залежи. По изменению процента песка судят о хар-ре колл-ра, степени его сцементированности. На основании отбора проб н. на устье каждой доб. скв-ны определяется процент воды и делаются выводы относительно характера продвижения контуров нефтеносности, наличия языков обводнения.

Геолого-промысловые методы, построение моделей залежей

На основе детального анализа всех методов получения геолого-промысловой информации о залежах продукт. пластов даётся комплексное геолого-промысловое представление о строении залежи, распределении общих, эфф-ых и нефтенас-ых толщин, границах залежи, уточняются колл-ие св-ва, оцениваются неоднородность, фильтрационные пар-ры пласта, физ.-хим. св-ва флюидов, дебиты н., г., в., нач. пласт. давление, динамика его изменения во времени, ГФ-ры, продуктивность скв-н, приёмистость нагн. скв-н, режим залежи, выбирается метод поддержания пласт. давления.

На этом этапе можно выделить три вида геол.-промысл. инф-ции: 1) описательную; 2)качественную; 3) количественную.

Описательная инф-ция вкл-ет описание геол-го строения как в целом региона, так и конкретного м/р-ия (геоморфология, история геолого-геофизического изучения района, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность, полез. ископаемые); качественная инф-ция - схемы корреляции, геол. разрезы, сведения о колл-их св-ах, продуктивности, термобарических и энергетических характеристиках пласта (залежи); количественная инф-ция - различные карты, харак-щие строение пластов и залежей, а также результаты обработки всей геол.-промысл. инф-ции с помощью вероятностно-статистических методов, что позволяет в конечном итоге создать модель залежи н. (г.).

Геолого-промысловая модель представляет собой комплекс промыслово-геолог-их графических карт и схем, цифровых данных, кривых, харак-щих зависимости м/у различными пар-рами залежей, а также словесное описание особенностей залежей, к-ые в максимальной степени отображают строение реальной залежи.

Выделяют динамические и статистические модели залежей м/р-ий

2. Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по данным ГИС (песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты, угли, битуминозные породы)

При изучении литологического состава пород руководствуются результатами стандартного комплекса геофизических исследований в скважинах, включающего в себя в основном каротаж КС, ПС, ГК, НГК и КВ.

При изучении песчано-глинистого разреза основное значение имеют диаграммы электрического каротажа (ПС), ГК и КВ.

комплекс гис

1) КС, ИК, ПС, ГГК-П, ГК, НГК, АК, Кав.

Песчаные и алевролиты:

- отрицательные аномалии на ПС;

- положительное приращение на МГЗ и МПЗ (ρ(МГЗ)<ρ(МПЗ));

- умен. диаметра СКВ за счет образования глинистой корки.

- пониженная радиоактивность (4-5 мкР/час).

- АК (ΔТ)> чем в глинах.

- НК >чем в глинах.

- плотность 2-2.3 г/см³

Глины:

- положительные значения ПС;

- МПЗ и МГЗ - низкие и совпадающие значения;

- увелич. диаметр СКВ на КВ;

- высокая радиоактивность (10-12 ренген/час);

- пониженные показания НМ (умен. водородосодержание);

- отсутствие сигнала на ЯММ;

- среднее АК – зависит от глубины.

Что бы отнести к глин или песчан(алевр) нужно знать граничное значение αпс, определяется индивидуально для каждого месторождения и колеблется в пределах от 0 до 1 в идеале, в реальности 0,3-0,6.

Аргиллиты:

- отсутствие аномалий ПС;

- диаметр скважины номинальный по КВ;

- высокие совпадающие показания на микрозондах;

- низкие показания ГМ (2-3 мР/ч);

- высокие показания НК (3-4 % Н₂содерж);

- ΔТ маленькое АК;

- УЕС повышена.

- плотность 2.4-2.6 г/см³

Карбонатные (плотные):

- амп-да аномалии СП (U) – такая как и в песчаниках 20-100 mV, в зав-ти от глинистости пласта;

- сопрот-е от 50-1000 Омм;

- глинистой корки не образ-ся, d против плотных пластов = номинальному;

- по ГМ как в песчаниках имеет низкие значениия

Проводиться в обсаж-х и в необсаж-х скв-х);

-нейтронный м-д – max значения;

-по ГГМП – до 3г/см³ – плотность;

-по акустике - Т=155-160 мкс/м.

Угли: отсутствие аномалий на ПС; высокое сопротивление; высокие совпадающие показания на микрозондах; низкая радиоактивность (ГМ); низкие показания НК; высокие показания АК.

Битуминозные: -амп-да аномалии СП как в глинах =0;

-сопрот-е – 40-50 Омм;

-Кавернометрия – обычно номинальный диаметр, иногда м. присут-ть каверна;

-ГМ– самые аномально большие значения;

-НКТ – низкие как в глинах;

-плотность =2,7г/см³;

-по акустике Т=300 мкс/м, если возрастает насыщенность, то и Т увеличивается.

3. Закономерности размещения залежей УВ по глубинам, стратиграфическим комплексам, крупным геотектоническим структурам, запасам.

По глубине:

До 40-50% Н и Г располагаются на глубине 1-3 км в достаточно узком интервале независимо от температуры и давления. С увеличением глубины до 5 км и более содержание УВ снижается. Это связано с вертикальной миграцией УВ, то есть с больших глубин происходит миграция, а также с эволюцией развития бассейнов, во время которой образуются разломы, которые и способствуют миграции (горизонтальная миграция возможно при несогласиях).

По стратиграфическим комплексам:

Для распределения по разрезу Фанерозоя (от кембрия до четвертичных отложений включительно) характерно неравномерное распределение Н и Г по разрезу, то есть одни отложения богатые, одни бедные; изменение количества УВ от древних отложений к молодым, это зависит от особенностей седиментации, так например кол-во орг.в-ва увеличивается в Т и J из-за потепления климата; выделяют 5-6- циклов, характеризующихся повышением нефтегазообразования, например, в ЗС, если нижний мел богат нефтью, то верхний мел богат газом.

Закономерности изменения количества залежей и месторождений по их запасам:

Маленьких месторождений много, а больших – мало, однако в них сосредоточены основные запасы бассейна. Частота встречаемости месторождений обратно пропорциональна квадрату запасов этих залежей. Все месторождения можно разбить на эквивалентные классы, по которым можно прогнозировать, сколько месторождений ещё можно открыть.

По крупным геотектоническим структурам:

Бассейны, приуроченные к древним платформам отличаются: 1. Большими запасами битумов, асфальтов, свидетельствующих о разрушении залежи. 2. В этих бассейнах преобладает нефть, газ встречается, но его кол-во меньше. 3. Для бассейнов древних платформ характерны ловушки в рифовых массивах. 4. Много зон нефтегазонакопления, связанных с выклиниванием, перерывами.

Осадочные бассейны молодых платформ (герцинский возраст, каледонский). 1. Соотношение Н и Г примерно равно. 2. Преобладают многопластовые месторождения. 3. Основной продуктивный горизонт J и К.

Бассейны кайнозойского осадконакопления. 1. Везде нефтегазопроявления, свидетельствующие о том, что идет интенсивное разрушение по разломам. 2. Основная ловушка – тектонически экранированная. 3. Преобладают средние месторождения. 4. Основной продуктивный горизонт верхний палеозой и кайнозой. 5. Породы терригенные, отличаются пластичностью. 6. Преобладает нефть, но значительное количество газовых месторождений. 7. Сложный термодинамический режим.

Геологический и технический проекты бурения скважин. ГТН. Геологические наблюдения в процессе проходки скважин.

Бурение каждой скв-ны должно быть геол. и технически обосновано. Основным и главным документом на бурение скважины - геологический проект (составляется научными или производственными организациями). Дается обоснование необходимости бурения скв-ны, ее назначение, проектная глубина, стратиграфия, глубины продукт. горизонтов. Приводятся сведения о литологии проходимых пород, их твердости и буримости, ожидаемых пласт. давл-ях, св-вах пласт. жидкостей и газов. Обосновываются интервалы отбора керна, шлама, образцов бокового грунтоноса, приводится методика испытания скв-н, отбора проб флюидов, указывается перечень геофиз-их исследований, интервалы возможных осложнений при бурении скв-ны. В зависимости от конкретных условий геол. проекты могут быть индивидуальными (на бурение каждой отдельной скв-ны) и групповыми (на группу однотипных скв-н, например, доб-их, нагнет-ых и т.д.).

Технич. проект составляется на основании данных, к-ые приводятся в геол. проекте. В проекте приводятся следующие данные: тип буровой установки и основных ее узлов, дизельный или электрический привод, способ заливки цемента, тип и размер долот, кол-во долблений, осевая нагрузка на долото, число оборотов ротора в минуту, производительность наноса, предельное давление на насосах, оснастка талей, скорость подъема инструмента, кол-во свечей, скорость проработки скв-ны перед спуском колонны

Геол. и техн. проекты бурения скв-н готовятся на начальном этапе, далее они служат источником данных для ГТН.

Геолого-технический наряд (ГТН) – это документ на технологию проходки скв-н, к-ый учитывает как геол. так и технич. условия ее проходки. Это основной документ на бурение к-ый составляют как геол-ие так и технич. службы. ГТН является важнейшим документом, в соответствии с к-ым осущ-ся технология проводки каждой скв-ны. В титульной части проекта указываются: категория скв-ны (опорная, параметрическая, поисковая, развед., экспл.); задачи бурения (установление геол. строения и нефтегазоносности новых территорий, оконтуривание какой-либо залежи и т.д.); проектная глубина скв-ны.

ГТН состоит из геол-ой и технич. частей. В геол. части приводятся: стратиграфический разрез; проектная и фактическая литология проходимых пород; предполагаемый угол их падения; интервалы проходки с отбором керна и шлама; интервалы глубин, на к-ых ожидаются нефтегазопроявления, поглощения и потери циркуляции промывочной жидкости, обвалы стенок скв-н; качество глин. раствора; глубина замера кривизны скв-ны, комплекс промыслово – геофизич. исследований; конструкция скв-ны, места установки центрирующих фонарей, их число, способ испытания скв-ны на герметичность, высота подъема цемента, его кол-во; интервалы перфорации, ее виды, кол-во отверстий на один погонный метр скв-ны.

В технич. части указываются: проектная и фактическая крепость пород; проектное и фактическое кол-во долблений, тип и размер долот, механическая скорость; число оборотов ротора, их подача, диаметр рубашек, число ходов насоса; оснастка талей; скорость подъема инструмента, число свечей; интервалы и скорость проработки скв-ны перед спуском колонны.

В процессе проходки скв-н геологом ведется журнал в к-ом 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 жидкости в процессе подъема бур, прихват и т.д.).

Билет № 2.

1. 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 нефтеотдачу 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.

2. Литологическое расчленение разрезов карбонатных и гидрохимических отложений по данным ГИС (выделение известняков, доломитов, солей, ангидритов гипса, мергелей, глин).

При изучении литологического состава пород руководствуются результатами стандартного комплекса геофизических исследований в скважинах, включающего в себя в основном каротаж КС, ПС, ГК, НГК и КВ. Стандартный комплекс ГИС для карбонатных коллекторов обычно ещё включает ГГК и АК.

На диаграммах ПС и ГК выделяются максимумами пласты глин и минимумами чистые карбонатные разности. В остальных случаях кривая ПС против карбонатных пород обычно усложнена в результате большого влияния пластов высокого сопротивления и в целом мало характерна.

Известняк:

- наибольшие значения КС;

- отсутствие аномалии ПС;

- высокие и совпадающие показания на микрозондах;

- иногда может образоваться каверны;

- очень высокие УЭС;

- низкие на АК;

- min на ГК (0,5-1,5 мР/ч);

- высокие показания НКТ (низкое водородосодержание) max НК (8-10 и > у.е.; 2-4 % Н₂ содержание).

- высокие показания НГК

Мергели:

- УЭС варьируется в весьма широких пределах – от 5 до многих сотен Ом*м.

- Показания ГМ мергелей особенно доломитизированых несколько ниже гамма-активности глин.

- На НК мергели фиксируются несколько повышенными показаниями, когда они залегают среди глин и водоносных песков.

Доломиты (по сравнению с известняками):

- разброс сопротивлений в зависимости от их плотности

- (в зависимости от плотности) уменьшение показаний на НГК

- увеличение естественного гамма-излучения

- (в зависимости от плотности) увеличение диаметра скважины на КВ

- увеличение интервального времени пробега на АК

- увеличение показаний ГГКП в связи с уменьшением плотности

Гидрохим отложения:

При наличии гидрохимических осадков, намболее распространёнными из которых являются галит, сильвин, гипс и ангидрит, каротаж ПС не используют, так как скважину бурят на соленой воде. На кривых КС гидрохимические осадки выделяются как однородные пласты высокого сопротивления. Основное расчленение разреза выполняют по диаграммам радиоактивного (НГК, ГК, ГГК), электрического (БК, МБК) и АК. На кривой ГК гидрохимические осадки отмечаются минимальными показаниями (за исключением сильвина вследствие присутствия в нём радиоактивного изотопа ⁴⁰К).

На кривой НГК максимальными показаниями характеризуются ангидрит, галит и сильвин, плотных доломитов и известняков. Минимальными показаниями отмечается гипс из-за высокого водородосодержания.

ГГКП минимальна в ангидритах, а максимальна в каменной соли и гипсе (как в менее плотных).

Кривая АК имеет низкие показания в ангидрите и гипсе и высокие в сильвине и галите.

КВ увеличивается напротив галита и сильвина, незначительна против гипса. Против ангидрита фактический диаметр скважины равен номинальному.

-Ангидриты, плот крист изв-ки: макс КС, линия гл по ПС, мин ГК, макс НК

-Галит, гипсы: выс КС, ПС л гл, низ ГК, низ НК

-Кал соль: выс КС, ПС л гл, выс ГК, низ НК

3. Тектонические критерии нефтегазоносности. Региональные, зональные, локальные структурно-тектонические факторы-параметры, влияющие на закономерности распределения залежей ув.

Главным критерием является устойчивое прогибание территории и амплитуда прогибания.

Тектонич. факторы – процессы, которые идут на уровне планеты, отдельных осадочных бассейнов и зон. На НГносность влияют: 1. морфологические формы, 2. характер движения (гозинтал. и вертикал);

Наиб. благоприятные морфологич. формы – своды, мегавалы. Наименее – прогибы.

Морфология тектонических структур:

Надпорядковые- ≥ 100 000 км2 (платформы, геосинкл системы, плиты, мегаант-рии и синклинории, НГносные бассейны, провинции)

I порядка 6 000 – 100 000 км2 (своды, мегавпадины, мегапрогибы, мегавалы)

II порядка 200 – 6 000 км2 (валы, зоны поднятий, впадины, ложбины, седловины)

III порядка 20 – 200 км2 (локальные поднятия, струк.носы)

VI порядка ≤ 20 км2 (купола, ослож-щие локальные поднятия).

Каждая стр-ра как +, так и – имеет залежи н, но макс. плот-сть ресурсов и запасов приурочена к + эл-там 1 и 2 порядка. Сегодня эл-ты 2 и 3 рассм-ся как зоны акк-ции, а впадины – зоны миграции. Сегодня в ЗС все гиганты открыты на сводах и мегавалах (Красноленинский, Сургутский своды, Уренгойский, Ямбургский мегавалы). Во впадинах откр-ся круп.мест-я, но гигантов нет.

В структурах 2 порядка различают 4 типа истории развития: Непрерывный (наиболее благоприятны), Инверсионный (неблагоприятен), Возрожденные, Погребенные.

Движения благоприятны и ↑ и ↓. Прогибание обуславливает быстрое захоронение ОВ и сл-но больше накопление нефти. Чем быстрее прогибание бассейна, тем больше отложений.

Подъемы приводят к выделению газа в свободную фазу и образованию залежей, к бразованию суперкавернозных коллекторов, к росту отдельных поднятий и ловушек.

Горизонтальные движения(спрединг, субдукция, дрейф континентов) участвуют в формировании ловушек, зон НГнакопления.

Субдукция – надвигание литосферных плит, образуются крупные ловушки, высокие температуры (сп-бствует интесив. генерации УВ), высокие амплитуды стр.ловушек, к-ые возникают в процессе дробления и сжатия, образование разломов которые являются экраном и образует пути миграции. В местах субдукции набл-ся как интенсив.обр-ние УВ, так и разрушение сформ-шихся УВ.

Спрединг – раздвижение и прогибание, огромная скорость седиментации, большие мощности осадков, хорошая температура. Форм-ся рифт.зоны. По разломам, ограничивающим рифты, происходит поступление из мантии тепла, нужного для генерации УВ.

Надвиги – когда горы надвигаются на платформы и образуются поднадвиговые залежи, у нас в ЗС это встречается в палеозойских отложениях.

Погружение на слишком большую глубину (более 6 км) – отрицательный фактор (залежь разрушается, нефть превращается в кокс итд), долгое нахождение на глубине менее 300м. влечет к разрушению ОВ микроорганизмами.

Дрейф континентов - движение плиты по остаточной намагниченности, (бассейны Аравийского п-ва). Дрейф был как в северном направлении, так и в южном (в юре на юг, в триассе – на север).

Билет № 3.

1. Нефть. Состав – углеводородный (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Основные свойства нефти, товарная классификация нефти.

2. 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.

ВНК-граница раздела между нефтью и водой (такое минимальное (критическое) сопротивление при котором получают безводный промышленый приток нефти). Методы определения ВНК: - по керну, - по комплексу ГИС (электрометрический метод, кот. действует в необсаженой скв., в обсаженой скв. применяют радиоактивные методы (НГК)), - расчетный (по разнице плотности весов н., г., и пласт. воды, расчитывается точное положение ГВК, ГНК, ВНК, - на основе гидродинамических исследований скв.(когда снимают КВД).

Опред. контакта НВ: а) гидродинамический м/д (основан на сравнении гидропроводности пл. в одной скв., определеной до и после момента ее обводнения, по данным м/да восстановления давления, б) оптические м/ды (основаны на св-ве пласт. нефтей значительно изменять коэф-т светопоглащения Ксп в зав-ти от расстояния до контакта НВ), геолого-промысловые м/ды (основаны на данных об обводнености продукции скв., проницаемости пластов, вязкости н. и эфективной мощности пл.

Qв/Qн=К₂μнНв/ К₁μвНн

в) м/д радиоактивных изотопов (жидкостей) (сонован на различных величинах фазовой прониц-ти пл. кол-ра в нефтяной и водяной его частях, в пл. закач. жид-ть опред. сост. с высокой фазовой прониц-тью),

Промыслово-геофизические методы оценки НВ,ГВ можно разделить на две группы: а) методы радиометрии – нейтроный гамма метод(НГМ), нейтроный метод по тепловым нейтронам (ННМт); б) различные модификации метода сопротивлений – индукционый метод (позволяет исследовать сухие скв. или заполненные слабо проводящим промывочным раствором на нефтяной основе) применяется с различными м/дами электрометриии, что позволяет повысить эффективность геофизич. исслед-й.

Опред. контакта ГН,ГВ осуществляется по следующим данным:

а) в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов ННК, НГК, ИННК,

б) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Возможность применения нейтронного каротажа для разделения нефтеносной и газоносной частей пласта обусловлена их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью. Положение ГН,ГВ устанавливают в точке начала роста показаний над уровнем показаний в нефт. части пл.

В зависимости от литолого-физических особенностей выделяют следующие виды контактов:

1. Горизонтальные и наклонные, формируются там, где фиксируется продвижение пласт-х вод и за счет их разгрузки в какую-либо сторону.

В ЗС областью разгрузки является Карское море, поэтому для м-й располож-х в Красноленинском, Приуральском районе, наклон контактов будет на СВ, а в районе Александровского и Вартовского сводов наклон контактов на СЗ.

3. Горизонтально-наклонные контакты обусловлены изменением кол-х св-в, литолого-фациальными особенностями пл. по площади залежи.

4. Выпуклые контакты, обусловлены ухудшением кол-х св-в к сводовой части залежи.

5. Вогнутые контакты или корытообразные обусловлены ухудшением кол-х св-в пл. к крыльевым и переклинальным частям залежи.

6. Волнообразные, обусловлены равномерным изменением кол-х св-в по площади залежи.

7. Сложные контакты обусловлены неравномерными отборами н. и неравномерной закачкой воды в пределах залежи, наблюдается только на залежах кот. находятся длительное время в раз-ке.

3. Выделение интервалов притока и приемистости пласта и определение работающих мощностей пласта.

Инт-лы притока и приемистости флюидов в стволе скв. устанавливают по ГИС: расходометрия, термометрия, радиометрия. Получают профили притока и приемистости флюидов, причём рез-ты иссл-ний расходометрией явл-ся базой для постр-ия дифференциальных профилей. Профилем притока или приемистости наз-ют график зав-сти кол-ва Q жид-ти (газа), поступающей из единицы мощности (или в неё) эксплуат-ого разреза, от глубины z её залегания.

Профиль расхода ж-ти при дв-ии её вверх по стволу скв. наз-ся профилем притока, при движении её вниз – профилем приемистости. Расход отдельных участков скв q_н=ΔQ_Н/ΔН. Профиль явл-ся основным источником инф-ии о распр-нии контролируемой в-ны потока в стволе скв вдоль вскрытого перфорацией прод-ого разреза. Изучение профилей притока и приемистости начинается на нач-ом этапе экспл-ции скв. и продолжается, периодически повторяется.

1. интервал притока

2. неработающий интервал

На нач-ом этапе разработки после пуска скв. д.б. снят опорный профиль. Он снимается наиболее тщательно и отражает усл-ия, когда пл-ые давления близки к первонач-ым, продукция – безводная нефть, а воздействие закачки на отдачу и энергетические пар-ры незначительно. Все последующие профили должны сопоставляться с опорным, что создаёт усл-ия для выявления изм-ний в эксплуа-ных хар-ках пластов и технологическом режиме скв. Изменения во времени конфигурации профилей притока или поглощения указ-ют обычно на то, что произошло изменение соот-ний Р_ПЛ и, следовательно, в соот-нии потоков из различных пластов, а так же на перераспределение потоков вследствие обв-ния или проведения геолого-технических мероприятий.

В методе механической расходометрии показания прибора (частота вращения винта) зависят функционально от объема прошедшей жидкости.

Работающая мощность пласта опр-ся суммированием выделенных инт-ов притока (приемистости). Зная ее, можно опр-ть коэф-нт охвата залежи системой разработки.

Билет №4.

1. Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы её изучения. Количественная оценка макронеоднородности. Учет в нефтепромысловой практике.

Продукт отложения на м-ях ЗС хар-ся высокой неоднородностью.

Широкое изм-е веществ состава коллекторских свойств по площади и по разрезу м-я называют неоднородностью.

Различают:

-макронеоднородность

-микронеоднородность

Мкнеоднородность характкризует изменение кол-х свойств.

Их опр-т в лаб и строят карты.

Макронеоднородность хар-т изменения общих, эффективных и н-г-нас-х толщин и разделяющих их непроницаемых пропластков.

-её изучают по картам общих, эффективных и н-г-нас-х толщин, а так же по детальным геол разрезам..

Общая толщина хар-т мощность пласта от кровли до подошвы

Нэф=сумме прослоек к-ров с н, г и водой

Карта общих толщин показывает выдержанность пласта по площади м-я.

Карта эф толщин показывает распространение к-ров. Её исп-т д/обоснования места бурения нагнетат СКВ.

Карта н-нас толщин хар-т площадь распр-я к-ров с н. Исп-т при подсчёте запасов, составлении проектов разработки и для обоснования места бурения добывающих СКВ.

Д/количеств оценки неодн-ти исп-т след коэф-ты:

1. Коэф-т песч-ти

Кпесч = hэф/hобщ

Это осн. Показатель, характеризующий неоднородность, по этим данным строят карту песчанистости.

Если Кпесч 0,7-1, то этот участок хар-ся высокой продуктив-ю.

Если Кпесч 0,5-0,7, то этот участок имеет среднюю продуктивность.

Если Кпесч <0,5, то этот участок имеет низкую продуктивность

2. Коэф-т выдержанности

Квыд = ∑fколл. (сумма площадей распр-я коллекторов)/Fзалежи (площадь залежи в пределах внеш. контура)

3. Коэф-т расчлен-ти

Красчл = n_{прослоев}/Nскв (все прослои/кол-во скв)

4. Коэф-т слияния

Кслиян. = ∑f_{зон слиян. всех пластов}/F_залежи

По этим коэф-ам строят соотв-е карты, кот-ые учитывают при подсчете запасов и составлении проектов разработки, чтобы выработать все прослои с н и г.

2. Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным ГИС в песчано-глинистом разрезе.

Обычно коллекторами являются пески, песчаники, алевролиты, пористые доломиты и известняки, трещинные и трещинно-кавернозные породы; неколлекторами – глины, аргиллиты, плотные известняки, доломиты и песчаники, ангидриты и гипсы.

Прямые признаки:

• наличие глинистой корки (на стенке скв)

• наличие положительных приращеий 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 альфа_пс больше альфа_{пс граничное} (т.е. отрицат отклонение). Альфа_{пс 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

• Минимальные показания на кривой ГК. За исключением случаев присутствия в скелете минералов, обладающих р\а свойствами

• Средние показания на НГК.

• Увеличение интервального времени на АК

Карбонатные коллекторы с межзерновой пористостью по ГИС близки к терригенным, вследствие чего на диаграммах они выделяются теми же признаками. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении среди неглинистых пород малопористых и пористых разностей. Пористые разности и будут коллекторами.

• Признаки:

• - наличие минимумов на НГК (ГК)

• - увеличение АК

• - низкие БК, БМК

• - наличие глинистой корки

Используют зав-ти Δ Jnγ=f(Кп), Δ αпс=f(Кп), Δ αпс =f(Кгл), в результате находят граничные знач-я Δ Jnγ, Δ αпс и на основании этих параметров опред-ся Нэф.

3. Роль стратиграфических исследований при нефтегазопоисковых работах.

Стратиграфия – раздел геологической науки, изучающий слои земной коры, их взаиморасположение и последовательность возникновения – это базис всей геологии, без нее нельзя рассчитать скорость геологич. процессов. Различают методы относительного и абсолютного определения возраста гп.

Стратиграфия - раздел геологии, изучающий последовательность формирования геологических тел и их первоначальные пространственные взаимоотношения. Для этих целей в первую очередь используется возможность прослеживания пластов осадочных горных пород и изучение их фациальных изменений в бассейнах прошлых геологических эпох. Основное значение для установления одновозрастности изученных отложений имеет состав ископаемых организмов, находимых в осадочных толщах, отражающих необратимое развитие органического мира Земли. Поэтому С. тесно связана с палеонтологией, а также с геохронологией — учением о хронологической последовательности формирования и возрасте горных пород, слагающих земную кору. Возникновение С. связано со становлением геологии как науки; она послужила основой создания геологических карт и геохронологической шкалы.

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.

Проведение корреляции продуктивных пластов при разведочных работах, когда очень часто для континентальных отложений используют СПК. 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.

Практическое применение. С. является основой при регионально-геологических исследованиях, позволяющих понять особенности тектоники территории, определить направление поисков и разведки полезных ископаемых; Без детального изучения стратиграфического разреза не могут быть составлены геологические карты и проведены различные инженерно-геологические работы. 

Билет № 5.

1. Виды пустотности, их соотношение и роль в коллекторах различных литологических типов. Нефтегазоводонасыщенность.

Пористость

К порам относят пустоты, диаметр которых менее 2 мм.

По величине поры:

Н и г 1Сверхкапиллярные Д 2-0,5 мм

Н и г 2 Капилляры 0,5-0,0002 мм

В 3 Субкапилляры <0,0002 мм

В субкап нах-ся остаточная или связанная вода, кот сохранилась в породе, когда она сформировалась, поэтому к-р насыщен н или г не на 100% в нём есть остаточная вода.

Остат водонас-ть определяют с помощью центрифуги.

Существует два вида пористости:

-общая – характеризует сообщающиеся и несообщающиеся поры

Если поры не сообщаются они н и г не отдают

Kобщее=Vпор/Vобразца*100%

- открытая(полезная) пористость

Учитывает только ёмкость сообщающихся пор. Её учитывают при подсчёте запасов и составлении проектов разработки.

Её определяют по керну в лаборатории физики пласта по формуле Преображенского:

Кп=(G2-G1)/(G2-G3)*100%

G1-вес сухого образца

G2-вес образца, нас керосином под вакуумом в воздухе

G3-вес образца, нас керосином под вакуумом в керосине

Макс значение Кп-30-40%

На большинстве м-ий Кп изменяется от 15-17 до 30%

Если Кп=10-17%, то запасы н считаются трудноизвлекаемыми и д/добычи этой н бурят гориз СКВ, боковые стволы, проводят ГРП, чтобы увеличить трещиноватость и выработки запасов.

Если Кп <10% то запасы н не имеют пром значения, т.к. нет технологий выработки запасов.

По генезису поры:

1. Поры м/у частицами и зёрнами пород

2. М/у плоскостями наслоения различных пород

3. Биогенного происх-я(при разложении орг в-ва)

4. Межмолекулярные и межкристалл поры

Кавернозность

Каверны-пустоты с Д>2мм-бесконечности

Каверны образуются при разложении орг в-в засчёт выщелачивания, перекристьаллизации, доломитизации тект и эрозионных процессов.

При подсчёте запасов и составлении проектов разработки учитывают коэф-т кавернозности:

Каверн=Vкаверн/Vобр*100%

Трещиноватость

Н, г, вода так же сод-ся в трещинах, проницаемость кот, в 100-1000 раз больше, чем пор, поэтому при их наличии в продукт отложениях дебиты СКВ могут составлять 100-1000 т н /сут.

В наст вр доказано, что м-я н и г связаны с глубинными разломами ЗК, кот способствуют образованию трещиноватости.

По ширине или раскрытости они делятся на макротрещины(>40-50 мкм) и микротрещины (< 40-50мкм)

При бурении скв керн разрушается по макротрещинам, поэтому в лаб изучают только мкротрещины, поэтому неполный вынос керна.

Макротрещины изучают в СКВ с помощью телекамер, фотографий, гидродинам методами.

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: k_н=V_н/V_п, k_г=V_г/V_п.

В связи с тем, что часть объема пор занята водой, можно, зная коэф. водонасыщенности (k_в), вычислить косвенным путем величину коэф-та нефтенасыщ-ти (газонасыщ.) по соотношению: k_н=1- k_в; k_г=1- k_в.

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.