Виды корреляции

Общая корреляция - это сопоставление разрезов скважин, пробуренных в пределах какой-либо площади или месторождения. Другими словами, это сопоставление разрезов скважин в пределах месторождения в целом от устьев до забоев с целью выделения одноимённых стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных горизонтов и пластов, маркирующих горизонтов.Общая корреляция начинается с выделения и отождествления на каротажных диаграммах опорных маркирующих горизонтов, которые отчётливо прослеживаются по данным керна и промысловой геофизики в первой разведочной скважине

Детальная (зональная) корреляция - это сопоставление между собой частей раз­резов скважин в пределах продуктивных пластов, горизонтов, либо продуктивной нефтегазоносной толщи, для изучения их фациальной изменчивости, границ выклинивания, распространения по площади.

Маркирующий горизонт (репер). Это пласт который четко выделяется либо в процессе бурения скв либо в обнажениях. Выделение маркирующих горизонтов помогает ориентировать разрез скв по глубине и составлять фактическую, литологическую колонку в процессе бурения. Репер –стратеграфический горизонт по которому производится привязка. Геоэлектрический репер – это какой-то пласт который дает либо очень минимальное либо максимальное значение электрических сопротивлений или естественное излучение радиактивных пород которые четко выделяются в разрезах всех пробуренных скв

При детальной корреляции выделяются основные геоэлектрические репера, они располагаются выше или ниже пласта. Репера 1го уровня-которые прослеживаются почти по всем скважинам, репера 2го уровня-прослеживаются на определенном участке.

2. Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС

Положения внк гвк гнк устанавливаются по данным комплексных геофиз исслед-й и результатам опробования скв: в необсаженной главным образом методами сопротивления, реже радиометрией и аккустикой; в обсаженной радиометрией и отчасти термометрией и аккустикой.

Внк.

ВНК приурочен к следующим точкам:

- на кривой сопротивления к точке на l/2 ниже точки максимума ρк

- на кривых МКЗ

- на кривых ИК

При отсутствии переходной зоны и зоны недонасыщения или незначительной их мощностти (доли метра) и малой зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости:

• _{начальное – по сопоставлению пс и ик (см рис в вопр 4)(по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл)}

_{При наличии переходной зоны:}

_{Положение ВНК по данным каротажа сопротивления определяется следующим образом. По величинам ρвп и ρп max устанавливают границы переходной зоны. По результатам опробования устанавливают критические значения ρп* и kв*, соответствующие промышленному притоку нефти. По графику ρвп=f(Н) определяют ρпз=ρп* и отбивают границу ВНК.}

_{В зависимости от литологических свойств пласта, его проницаемости и физ-хим свойств нефти и воды мощность переходной зоны изменяется от 1-3 м (чистые, высокопористые коллекторы) до 25-30 м (глинистые коллекторы).}

_{Методика отбивки ГВК по кривым каротажа сопротивления аналогична. Положение ГНК по данным КС не удаётся восстановить ввиду того, что сопротивление против газонасыщенной и нефтенасыщенной частей коллектора примерно одного порядка.}

_{Для отбивки ГНК, так же как и ГВК, используют данные НГК. Отбивка ГВК и ГНК по данным НГК основана на различии объёмного водородосодержания в газоносной и водоносной или нефтеносной частях разреза. При наличии неглубоких зон проникновения измерения проводят двумя зондами НГК (большой и малой длины). Против газоносных пластов наблюдается превышение показаний большого зонда над показаниями малого зонда за счёт влияния увеличения газосодержания (уменьшения объёмного водородосодержания) на показания НГК при увеличении радиуса исследования.}

_{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}

ВНК: начальное – по сопоставлению пс и ик (по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл.)

М-ды сопротивления: Микрозонды применяются при условии одинаковой пористости н/нас-й и в/нас-й части колл-ра.

Зонды БКЗ: по кривым КС

Боковой каротаж: сопрот-е н-й части больше чем в-й. Применяются при небольших размерах зоны проникновения (если ЗП большая, то показания одинаковые).1/3 от начала подъема если шкала линейная, если лог-ская, то середина аномалии.

Инд-й м-д: в мСим по середине аномалии. Самый точный.

М-д изотопов (γ-м-д): по такому же принципу: задавливаем в пласт активированную н. или воду и сравниваем 1й замер со 2м.

ΓМ по наличию радиогеохимического эф-та. При текущем ВНК, состоит в том, что при движении закачиваемой воды по пласту созд-ся большое давление и рыхлосвязанная вода, кот-я была в пласте срывается и образ-ся т.н. осолонённая оторочка с повышенным радиоакт-м фоном и сравнивают 1й замер со 2м: против водоносн-й части – превышение.

3. Классификация и основные признаки осадочных горных пород.

Осадочные горные породы образуются в поверхностной части ЗК в результате разрушения и переотложения ранее существовавших горных пород (песчаник, глина), выпадения осадков из водных растворов (каменная соль, гипс) и жизнедеятельности организмов и растений (коралловые известнякм, уголь).

Основные признаки:

слоистая текстура (горизонтально-слоистая, косослоистая, волнистая), наличие окаменелостей (раст. и жив. остатки),

структура (обломочная, разновидности в зависимости от размера обломков: псефитовая и т.д.)

Билет № 8.

1. Геохимические исследования при нефтегазопоисковых работах. Биомаркеры и их использование при решении геологических задач.

Прямые геохим.методы

• газовая съемка: из подпочвенного горизонта отб-ся пробы воздуха. Устанавливают общее кол-во адсорбированного Г, затем отделяют СО₂, О₂, Н₂ и опр-ют УВ-ый состав.

Проводят изуч-е почв: опр-ют содержание карбонатов, песчаной и глинистой фракции; проводят люминесцентный анализ. Опр-ся регион-ый фон и анал-ся остаточные аномалии, к-ые наносят на стр-рные карты или карты аномалий геофиз.полей.

Лучшим адсорбентом газов явл-ся снег, поэтому газ.съемка в З.С. и др.регионах явл-ся более успешной. Пробы отбирают на глубине 0,3 м от пов-ти в банки с герметичными пробками и дегазирую снег в 2 этапа. Окончательная оценка перспективности дается в комплексе с геофиз. и космич-ими иссл-ями.

• газо-бактериальная съемка основана на изуч-и бактерий, окисляющих УВ-ные газы. Бактерии, окисляющие УВ, наз-ют метилотрофами.

• метод «гало ∆С» основан на представлениях, что УВ, мигрируя от глубинных скоплений Н и Г к пов-ти, оставляют «несмываемый отпечаток» в приповерхностных отлож-ях, где происходит окисление метана и возникают изменения в карбонатах.

Биомаркеры – УВ-ое соед-ние, к-ое позволяет решать геол.задачи.

Прим: при опр-нии из какого ОВ произошла Н анализируют соотношение:

- геохим.пар-р

Если соотношение >4 – континентальное ОВ, с ним связаны в основном газ.залежи.

Если <2 – УВ образовалось в морских усл-ях и оно способствовало накапливанию

Также используют алканы, ароматические УВ.

Миграция УВ: по мере миграции УВ меняют свой состав, т.е должны оставаться тяжелые компоненты (пр.асфальтены), увел-ся содер-е легких в-в (пр.алканы) и увел-ся кол-во алканов. Миграцию изучают по составу УВ.

При корреляции «Нефть-нефть» по хромотограммам анал-ют то, образовались ли пласты из одного источника.

Сущ-ет 300 биомаркеров, к-ые решают геол.задачу.

Деградация нефтей (гипергенез): при разрушении УВ происходит практически исчезновение алканов (при гипергенезе), в результате чего преобладают асфальтовые компоненты, по отношению к смолам к асфальтам. Также испол-ся содер-е С_орг (в З.С. РОВ в Юре – до 5%, в Бажене – до 25%, в Мелу – 1,2-2%), битуминозный коэф-т д/оценки перспектив н/г-носности. Также изучает кероген – это нераств.орг.соедин-е.

Если содер-е РОВ (рассеянного ОВ) в породе >0,5-1%, то это благоприятное усл-е для н-обр-ния.

2. Характеристика пластовых флюидов, учет свойств при разработке.

Нефть – это в основном смесь УВ различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньших кол-вах встр-ся УВ аромат-ого (аренового) ряда.

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу V. Плотность Н при норм-ых усл-ях - от 0,7 (г-ый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см³. Легкие Н с плотностью до 0,88г/см³ наиболее ценные, т.к. обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкость – св-во ж-ти сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динам-кую и кинем-кую вязкости. За единицу динам-кой вязкости прин-ся вязкость такой ж-ти, при движ-ии к-ой возникает сила внут-него трения в 1Н на площади 1 м² м/у слоями, движ-ися на расстоянии 1 м с относ-ной скоростью 1м/сек, измеряется Па*с. Кинем-кая вязкость - отношение динам-кой вязкости к плотности, измеряется в м²/с. С повыш-ем темп-ры вязкость Н умен-ся. С увел-ием кол-ва раств-ого Г в Н вязкость Н также умен-ся.

-Поверхностное натяжение закл-ся в противодействии норм-ым силам, приложенным к этой повер-ти и стремящимся изменить ее форму. Ед.измерения Н/м или Дж/м².

- Термическое расширение Н – изменение V Н при > t° (при > t° объем Н падает).

- Колориметрические св-ва – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэф-нт поглощения светового потока [1/см]).

- Сжимаемость и расширение – харак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях / Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=(b-1/b)*100 – коэф-нт усадки,

q=1/b – пересчетный коэф-нт.

Прир-ые УВ-ые газы нах-ся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто г-ые м-ия, либо в растворенном виде содержится в н-ых залежах. Такие Г наз-ся нефтяными или попутными, т.к. их добывают попутно с нефтью.

УВ-ые газы н-ых и г-ых м-ий представляют собой г-ые смеси, состоящие гл.образом из предельных УВ метанового ряда С_nН_2n+2, т.е. из метана СН₄ и его гомологов – этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀. Причем содержание метана в г-ых залежах преобладает, доходя до 98-99%. Иногда в Г присутствуют пары более тяжелых УВ – пентана, гексана, гептана.

Кроме УВ-ых газов, газы н-ых и г-ых м-ий содержат угл.газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших кол-вах редкий газ (гелий, аргон , неон).

Физ. св-ва газов:

Плотность Г существенно зависит от давл-ия и темп-ры. Она может измеряться в абс-ых единицах (г/см³, кг/м³) и в отн-ных. Отн-ной плотностью Г наз-ют отношение плотности Г при атмосферном давл-ии (0,1 МПа) и станд-ной темп-ре (обычно 0⁰С) к плотности воздуха при тех же значениях давл-ия и темп-ры. Для УВ-ых газов относ-ная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Вязкость н-ого газа при давл-ии 0,1 МПа и темп-ре 0⁰С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повыш-ем давл-ия и темп-ры она незначительно увел-ся. Но при давл-ях выше 3 МПа увел-ие темп-ры вызывает понижение вязкости Г, причем Г, содержащие более тяжелые УВ, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкость – кол-во тепла, необходимое для нагревания единицы веса или V этого в-ва на 1⁰С. Весовая теплоемкость Г измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м³.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо в-ва опр-ся кол-вом тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы V данного в-ва. Теплота сгорания Г выражается в кДж/кг и кДж/м³ и явл. основным показ-лем, харак-щим газ или топливо.

Если при постоянной темп-ре повышать давл-ие какого-либо Г, то после достижения определ-ого знач-ия давл-ия этот Г сконденсируется, т.е. перейдет в ж-ть. Для каждого Г сущ-ет определ-ая предельная темп-ра, выше к-ой ни при каком давл-ии Г нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая темп-ра, при к-ой Г не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давл-ие, называется критической темп-ой.

Давл-ие, соотв-щее критич-ой темп-ре, наз-ся критич-им давл-ем. Т.о., критич.давл-ие – это предельное давл-ие, при к-ом и менее к-ого Г не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была темп-ра. Так, например, критич.давление для метана » 4,7 МПа, а критич.темп-ра ‑ 82,5⁰С.

3. Конденсат. В отличие от Н и Г в природе не сущ-ет чисто конденсатных м-ий, т.к. конденсат может образ-ся только в рез-те сепарации г-ой смеси, когда по мере снижения пласт.давл-ия или темп-ры происходит конденсация УВ-ов.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат харак-ся достаточно высоким содер-ем легких УВ (до C₅). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давл-я или темп-ры. В рез-те такого изменения термобарических условий м.б. получен конденсат, в к-ом содержание легких УВ сводится к MIN. Такой конденсат называется стабильным.

При изотермическом снижении давл-ия в однофазной г-ой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давл-ие наз-ся давл-ем начала конденсации. Кроме того, существует понятие давл-ия MAX конденсации. При давл-ии MAX конденсации и заданной темп-ре в жидкой (конденсатной) фазе находится MAX доля УВ смеси.

В природе часто первоначальное пласт.давл-ие г-ой залежи совпадает с давл-ием начала конденсации. В течение разработки м-ия по мере снижения пласт.давл-ия происходит конденсация Г в породе-колл-ре.

По хим-ому составу конденсат отличается от Н низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.

Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м³, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

Г/конденсатными следует называть такие м-ия (залежи), в к-ых в Г при высоких давл-ях растворяются жидкие УВ, которые при снижении давл-ия переходят в жидкую фазу, наз-ую газоконденсатом. Кол-во конденсата опр-ют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

Геолого-промысловое изучение г/конденсатных м-ий проводится по такой же схеме, как и для г-ых м-ий. Однако знач-ное внимание при этом уделяется физ-хим-им св-вам г-ой смеси и определению в-ны давл-ия, при к-ом начинает выпадать конденсат.

Г/конденсатные залежи разраб-ют с таким расчетом, чтобы пласт.давл-ие в них не снижалось ниже давл-ия, при к-ом начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с ППД путем обратной закачки в пласт газа, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.

3. Способы определения коэффициента пористости коллекторов по комплексу ГИС.

По ПС.

Определяют по эмпирическим зависимостям, устанавливаемым путём сопоставления Кп, определённого на керне с относительной амплитудой ПС. Для этого строят кавернограммы – графики изменения Кп с глубиной и сопоставляют с диаграммами ГИС.

На диаграммах ПС опр-т положение линии глин и линии песч-в.

Традиционное обоснование опр-е Кп по αпс. Оно осн-ся на установл-ии зав-ти αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. Физ-е основы: αпс рассм-ся как ф-ция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп явл-ся f(Кгл). С увелич-м Кп глинистость уменьшается.

Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается; 2.м-д не работает в инт-х карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение); 3.не применим для опред-я оценки Кп углей.

Гидрофобизация кол-ров приводит к занижению αпс и опред-й Кп.

ГГКП:

Основан на том, что объёмная плотность обратнопропорциональна пористости:

δп=Кп*δф+(1-Кп)*δм

δп-объёмная плотность породы (по диаграмме ГГК)

Кп-к-т открытой пористости

δф-плотность флюида в пустотном пространстве (≈1 г/см3)

δм-минералогическая плотность (при нулевой пористости) (по литологическим данным разреза или по НГК и ГГК)

Для в/нас-х пород бп=(1-Кп)бтф+Кпбв; Кп=(бп.ггкп - бв)/(бтф - бв)*100%. Эта формула применима и для оценки н/нас-ти пород →разница бн (0,83-0,98)и бв(1) не существена.

На практике опр-т зав-ть Кп от бп. При этом бп расч-ся на случай полностью в/нас-й породы.

Необходимым условием оценки Кп по ГГКП явл-ся узкий диап-зон значения плотности тв. фазы. Бтф=2,68 плюс минус 0,015г/см³ (для неокома).

По данным ГГКП нельзя определить пористость кавернозных интервалов.

Нейтронный м-д:

Основан на прямой зависимости водородосодержания (пористостью) в пластах, не содержащих глинистого материала и показаниями НГК. Поэтому с наибольшим успехом этот метод применяют для оценки пористости карбонатных отложений.

В терригенном глинистом разрезе для получения Кп используют формулу:

Кп=ω_Σ-Кгл*ωгл; (ω_Σ-суммарное водородосод-ние).

ω_Σ – по данным НК

ωгл-водородосодержание глинистого материала (в лаб)

Кгл-к-т объёмной глинистости (по диаграмме ГК)

Δω=f(αпс или αгк)

По АК:

Основан на линейной связи ΔT и Кп:

Тск-интервальное время для минерального скелета, которое получают по данному типу разреза

Тж- интервальное время для жидкости в порах

Величина Кп может быть определена графически по линейной зависимости ΔТ=f(Кп)

М-ды КС:

Связь сопротивления водонасыщенной породы и пористости описывается уравнением Дохнова-Арчи:

Рп- параметр пористости (относительное сопротивление)

а, m – эмпирические коэффициенты

Данную зависимость получают на керне (обратная зависимость Рп от Кп).

только для в/нас-х пород. Рпор-ти=а/Кп^m=f(Кп); Рп=ρвп/ρв

Для г/нас-х: опред-е Кп г/нас-х пород по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК.

Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

Для г/нас-х: опред-е Кп г/нас-х пород по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК. Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

Билет № 9.

1. Начальное пластовое давление в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Аномальное пластовое давление, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.

Пластовое давление – запас природной энергии, засчет использования которого нефть и газ продвигаются по пласту к добывающим скважинам. Оно создается напором краевых и подошвенных вод, растворенным н и г, напором г, газ шапки и упругими силами н, г и воды породы. Эти силы могут проявляться совместно или раздельно. За начальное пластовое давление принимают давление, замеренное манометром в 1ой скв., вскрывшей продуктивный пласт, т.е. до начала разработки.

На практике установлено при углублении каждой скважины на 10 м пластовое давление возрастает на 0,1 мПа (1 атм), что соотв-ет гидростатическому давлению, т.е. давлению столба воды ρ_в = 1 г/см³ и высотой от продуктивного пласта до устья скважины.

Рпл = Ргидр = (ρ_в · Нгл)/102 = мПа

Нгл – глубина залегания пласта

На большинстве мест-ий ЗС Рпл соответствует Ргидр. Но в предгорных равнинах и межгорных впадинах пласт. давление может отличаться от гидростат. На 15-30 и больше % и тогда оно характеризуется коэффициентом аномальности.

Kан=fпл/Pгидр>1,15-2,3

Ка образуется за счёт след факторов:

А) За счёт геостат давления вышележащих пород в сейсмически активных районах.

Всё поле альпийской складчатости хар-ся аномально высокими давлениями пластов (АВПД).

Б) Если пп сообщаются с нижележащими пластами по тект нарушениям или трещинам

В) На г и ГК м-ях в связи с малой плотностью и вязкостью газа и его большой подвижностью Рпл одинаково во всех залежах и оно рассчитывается по глубине залегания подошвы пп. Неустойчивость этого фактора приводит к аварийным фонтанам на г и ГК м-ях (Уренгойское).

При бурении СКВ в зонах АВПД бр утяжеляют баритом и гематитом.

Sбр до 2-2,5 г/см3

При бурении СКВ в юрских отложениях на Урен м-ии бр утяжеляли 1,8-1,9 г/см3.

В некоторых регионах (тиманопечорская нгн провинция, Предкавказье), ПД может быть ниже Ргидр, т.е. Ка < 1 и тогда их называют аномально низкими ПД-(АНПД).

АНПД обр-ся, когда м-е разбито тект нарушениями и произошли разгрузки пластовой энергии, а также когда продуктивные пласты могут приближаться или выходить на дневную поверхность.

При бурении скважин в зонах АНПД применяют облегчённые бр, приготовленные не на воде, а неорганической основе, часто с использованием дизельного топлива, а также с помощью аэрированных жидкостей, сжатых газов и с добавлением пенообразующих композиций.

Знание пласт давлений необходимо при обосновании технологии бурения, т.н. плотности бр, при цементации ок, при подсчёте запасов и при составлении проектов разработки.

2. Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы. Опорное, параметрическое бурение: требования, использование. Отчетность в конце этапа

Региональный этап подразделяется на две стадии; прогноз нефтегазоносности и оценка зон нефтегазонакопления.

На данном этапе проводится обширный комплекс геологических, геофизических, геохимических, гидрогеологических и буровых работ.

Геологические работы включают в себя региональные и полудетальные геолого­съемочные и структурно-геоморфологические съемки в масштабе I-100000 и 1:500000, которые комплексируются с геохимическими и гидрогеологическими исследованиями.

При гидрогеологических исследованиях изучен состав водопроявлений, в которых определяется минерализация и тип пластовых вод, наличие в них микроэлементов, растворенного газа и т.д. Большое значение имеют геофизические работы, которые на стадии региональных исследований призваны решать задачи:

• выявление глубин залегания и структурных особенностей фундамента, установление связи структурных форм фундамента и осадочного чехла;

• определение вещественного состава, мощностей и строения осадочного чехла с выделением структурных этажей,

-изучение крупных структурных элементов и зон региональных нарушений Для решения данных задач проводится аэромагниторазведка и сейсмические профили. Вся территория Западно-Сибирской провинции покрыта гравио-магнитной съемкой м:500 000, м:200 000 и участками м:50 000 съемкой, проведено более 140 региональных сейсмических профилей. Для детальности исследований района большая часть выполненных методов комплексируется в совокупности с опорным, параметрическим и сверхглубоким бурением. С целью интерпретации региональной сейсморазведки значительная часть скважин бурится на региональных профилях, либо в их пересечении Всего в Западной Сибири пробурено 29 опорных скважин, более 150 параметрических и две сверхглубоких скважины - Тюменская СГ-6 и Ен- Яхинская СГ-7 с забоями соответственно 7502м и 8250м, вскрывшие вулканогенные породы-базальты пермо-триасового возраста.

Результатом комплексных региональных геолого-геофизический исследований в пределах исследуемого региона является стратиграфическое расчленение разреза с выделением нефтегазоносных комплексов, подкомплексов, составления тектонической схемы с выделением структурных элементов различного порядка, на базе литолого-палеографических исследований восстанавливаются условия осадконакопления различных стратиграфических подразделений, распространение коллекторов, покрышек, их типа, мощностей. При геохимических исследованиях изучается содержание в породах ОВ, его тип, ката генетической преобразованности пород, битуминозности пород - это с позиции органической гипотезы нефтеобразования. с позиции глубинной теории нефтеобразования анализируют зоны возможной миграции по гравиоразведке - это зоны разуплотнения или деструкции по сейсморазведке или зоны солитонов по Бембелю, флюидотектоника по Исаеву и др., трубы глубинной дегазации по Валяеву, Кропоткину. На сейсмических разрезах в интервале юрской части разреза они действительно выделяются в виде труб - зоны флюктуации отражений и отображения в виде инверсионных кольцевых структур, - по юрским горизонтам рисуются впадины, по неокомскому положительные структуры.

Гидрогеологические исследования включают исследования в составе выделенных водоносных комплексов типа вод, их минерализации, газонасыщенности и т.д. Результатом исследований является составление гидрогеологических и гидрохимических карт

Опорные скважины закладываются в благоприятных структурных условиях, до фундамента или до технически возможных глубин. Основная цель – всестороннее изучение строения разреза. Предполагается максимально возможный отбор керна по всему разрезу, полный комплекс ГИС, геохимические, гидрогеологические, гидродинамические исследования, опробование и испытание перспективных объектов.

Параметрические скважины – закладываются в пределах крупных тектонических элементов или локальных структур и на территории перспективных зон нефтегазонакопления. Цель – уточнение, детализация строения перспективных литолого-стратиграфических комплексов, коллекторов и флюидоупоров; изучение физических свойств (для интерпретации геофизических исследований) пород и органического в-ва пород. Проводятся те же исследования что и в опорных, отбор керна около 20% от общей глубины.

Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2 (прогнозные ресурсы)

D1 характеризует прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов (J и K), нефтегазоносность которых доказана в данном регионе.

D2 характеризует прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых предполагается по аналогии с соседними регионами, имеющими сходное геологическое строение.

3. Способы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС

1) способ основан на зависимости параметра насыщения Рн от коэффициента остаточной водонасыщенности

Осуществляется по материалам электрических методов ГИС и радиоактивных.

Нефтегазонасыщенность в однородном коллекторе оценивают по данным каротажа сопротивления с использованием зависимости Рн=f(kв, kн), полученной в лабораторных условиях для данного типа коллектора.

Схема определения уоэффициента н,г-насыщенности (по тетради):

- определяют к-т пористости

- определяют сопротивление пластовой воды

- определяют сопротивление водонасыщенной породы ρвп из формулы

Кнг-1-Кв

Рн=f(Кво)

Рн=ρ_ПН/ρ_ВН=в/Кⁿ_ВО, где ρ_пн-сопротивление нефтенасыщ. п.; ρ_ВП-уэс той же п. при 100% водонасыщ.; в,n-эмпирические данные.

Эти зависимости получают по керну. Т.о. ρ_пн определяется по данным ИК и БЭЗ.

Рп= ρ_ВП/ ρ_В=а/К^m_П, где Рп- параметр пористости; ρ_ВП-уэс водонасыщ.п.; ρ_В-уэс воды; а и m-коэффициентыв зависящие от структурно-текстурных особенностей п.

По графику: Кнг=1-Кво

2) по зависимости УЭС г.п. от объемной влажности ρ_П=f(ω_В)

ω_В=Кп*Кво – объем.водонасыщ.

по графику: ρ_П→ ω_В

Кво= ω_В/ ρ_П Кнг=1-Кво

Такие зависимости получаем по керну, отобранном с применением РНО.

Билет № 10.

1. Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.

Режим Н и Г залежи – характер проявления преобладающего вида энергии, продвигающей Н, Г к забою скважины и зависящий от естественных природных условий пласта и мероприятий по воздействию на пласт.

Водонапорный режим - это режим залежи, при котором нефть или газ перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора жидкости или газа природной (природный режим) или нагнетаемой (искусственный режим) в пласт водой. Основным источником пласт. энергии, обеспечивающей продвижение нефти из пласта к забоям скважин, является напор краевых или подошвенных вод. Пласт. воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из нее нефти, обеспечивая в процессе разработки постоянное Рпл.

Упруго-водонапорный режим - это режим залежи, при котором углеводороды вытесняются в скважины под действием напора краевой воды. В отличие от водонапорного режима основным источником энергии напора воды являются упругость жидкости, а также упругость самой породы. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям скважин при упруго-водонапорном режиме, являются упругие силы воды, нефти, горных пород, находящихся в недрах под влиянием горного и гидростатического давлений. При этом режиме наблюдается незначительное проявление активности подошвенных и краевых пластовых вод, которые не могут обеспечить стабилизации Рпл при добыче нефти.

Газонапорным следует называть режим залежи, при котором н. вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над нефтью. Следовательно, основным источником энергии в залежах с газовой шапкой, продвигающей нефть к забоям скважин, являются напор газа, содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в нефти. В этих залежах, кроме того, наблюдается значительная активность пластовых подошвенных или краевых вод.

Режимом растворенного газа нефтяной залежи называют такой режим, при котором давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Следовательно, основным источником пластовой энергии, продвигающей нефть к забоям добывающих скважин при этом режиме, является упругость растворенного в нефти газа, этот режим обычно проявляется в зал., которые хар-ся низкой гидродинамической связью м/ду нефтяной и законтурной частями. Ухудшение гидродинамич. связи может быть вызвано образованием экранов, либо ухудшением коллекторских свойств и фациальным замещением пород в области водонефтяного контакта.

Гравитационным режимом называется режим нефтяной зал., при котором нефть вытесняется в скв-ны под действием силы тяжести самой нефти, основным источником энергии при этом режиме, продвигающей нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается.