Физико-химические методы воздействия

Перспективы в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти и повышении нефтеотдачи пластов связаны с методами воздействия на прискважинную зону пласта (ПЗП) разными составами.

Наиболее распространенными из них являются обработки кислотными составами, растворами ПАВ, углеводородными растворами.

Применение кислотных методов интенсификации добычи нефти целесообразно при небольшой обводненности продукции скважин. С увеличением обводненности применяются кислотные составы с ПАВ, растворы ПАВ и их различные композиции.

СКО – это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения частиц породы, а также инородных частиц, которыми закольматирована порода, под воздействием кислотного раствора на основе соляной кислоты.

Помимо прямого воздействия на продуктивный пласт, кислотный раствор параллельно удаляет из ПЗП и колонны НКТ асфальто-смоло-парафинистые отложения, увеличивая этим межремонтный период скважины.

Технологии кислотных обработок подразумевают удаление кислотного раствора и продуктов реакции из обрабатываемого пласта после воздействия на горную породу. Недостатком данного процесса является то, что малая выдержка и несвоевременное удаление реагентов из продуктивного горизонта приводит к уменьшению эффективности а, вследствии, малому периоду влияния на промытую зону.

Бурение многозабойных скважин

При разработке низкопроницаемых продуктивных горизонтов применение традиционных наклонно-направленных скважин значительно снижает рентабельность, ввиду невысоких добывных возможностей эксплуатационных объектов.

Основными преимуществами многозабойных скважин, по сравнению с традиционными, являются:

• Значительное снижение затрат на строительство и эксплуатацию скважин за счёт дренирования тех же объёмов пласта меньшим количеством скважин;

• Ввод в рентабельную разработку низкопроницаемых пластов со сложнопостроенными нефтяными залежами;

• Возможность увеличения добычи в нефтяных пластах;

• Стимулирующее воздействие на окружающие скважины за счет улучшения режима дренирования участка;

• Повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта, возрастания линейной скорости фильтрации, ввиду приближения зон нагнетания и отборов;

• Снижение затрат на наземные сооружения и утилизацию отходов при бурении;

• Обеспечение экономии средств и времени по сравнению с бурением одиночных горизонтальных скважин.

Применение многозабойного бурения позволяет ввести в рентабельную разработку низкопроницаемые пласты со сложнопостроенными залежами.

Основными задачами при этом являются: отработка технологии бурения многозабойных скважин и технологии одновременно-раздельной эксплуатации каждого ствола.

Для обеспечения сохранности ФЭС коллекторов необходимо вскрытие продуктивных пластов осуществлять на равновесии пластового и забойного давлений.

Дострел пласта, реперфорация

Как известно, при неполном вскрытии нефтенасыщенных интервалов на начальном этапе разработки часть запасов нефти остается невовлеченной в процесс разработки.

На месторождении также целесообразно проведение повторной перфорации уже прострелянных интервалов пластов.

Перфорационные методы

Эффективность вскрытия и, соответственно, производительность скважин зависит от качества и глубины проникновения перфорации.

По эффективности перфорационные методы можно сопоставить с физико-химическими методами ОПЗП. Основными факторами, определяющими гидродинамическое совершенство скважин при вторичном вскрытии продуктивных горизонтов, являются свойства перфорационной жидкости, тип перфоратора, плотность и условия перфорации.

Опыт разработки месторождений Западной Сибири показал, что наибольший эффект в прострелочно-взрывных работах по установлению гидродинамической связи между стволом скважины и коллектором показала кумулятивная перфорация при депрессии на пласт. Следует отметить, что проведение перфорации при репрессии на пласт может способствовать снижению проницаемости ПЗП на 20 – 30%.

2. Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поисковых скважин. Поисковое бурение, требования к поисковым скважинам.

Существует несколько способов размещения поисковых скважин:

- Размещение по профилю. На длинной оси структуры бурят от одной до трех скважин, вначале в своде потом на переклинали. На асимметричных складках скважины бурятся в пологом крыле. Реже используется размещение типа «крест» (2 на переклинали 2 на крыльях 1 в своде)

- На тектонически нарушенных структурах. По геофизическим методам определяется тип нарушения. Скважины закладываются в каждом блоке, число зависит от размеров залежи.

- По радиальным профилям. В случае наличия соляного или глиняного купола либо если залежь изометрична, скважины размещаются на склонах, скважины могут быть наклонными, в случае трех скважин закладываются друг относительно друга под углом 120^о.

- На многокупольных поднятиях . В случае если на нескольких куполах скважины открыли залежи, то проверяется наличие залежей между скважинами.

- Заложение в критическом направлении. При поиске залежей в структурах осложняющих моноклинали и часто выполаживающихся вверх по разрезу. Первая скважина закладывается в своде, вторая в направлении регионального подьема, третья в направлении регионального погружения.

- На неантиклинальных ловушках. Если залежи вдоль разлома, шнурковая или в бывшем русле реки, бурение может проводится в крест простирания пород коллекторов, методом равносторонних треугольников либо зигзаг профильного бурения.

Количество поисковых скважин определяется в зависимости от размеров предполагаемой залежи и наличия материально-технических ресурсов. Затраты на поисковое и разведочное бурение должны окупаться в процессе разработки.

Имеются две стратегия поиска – “ползущая” и “сгущающая”. Сущность ползущей заключается в крайней неравномерности размещения и в постепенном перемещении поисковых работ как по площади, так и по разрезу. Такая стратегия диктуется ограниченными экономическими и производственными возможностями. Сгущающая стратегия поиска – это равномерное размещение объемов геолого-поисковых работ на территории региона с целью выявления всех основных зон нефтегазонакопления на начальном этапе изучения региона.

При использовании сгущающей стратегии выигрыш в получении болшей информации о строении региона и его перспективности, а при использовании ползущей меньше затраты, больше вероятность что они окупятся и как следствие меньше риска.

Поисковые скважины бурятся на максимально возможную глубину, полный отбор керна в продуктивных интервалах, весь комплекс ГИС, испытания всех объектов (не испытывается только те где по ГИС – вода).

3. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы её определения.

Суммарное сод-ние в породе капиллярно-удержанной и физически связанной воды определяют как остаточную воду, хар-зуя сод-ние её в объеме пор породы коэф-том остаточного водонасыщения: Кв.о.=Vв.о./Vп, где Vв.о., Vп – соотв-но объемы остаточной воды и пор.

Для определения Кв.о. в практике петрофизических лабораторий применяют несколько способов, которые можно разделить на две группы. К первой относится единственный способ, получивший название прямой метод, в котором определяют кол-во воды, содержащееся в образце породы (капилярометрия- м-д полупроницаемой мембраны, т е гравитационное вытеснение поровой воды-нефтью), извлеченном при вскрытии продуктивного коллектора скважиной с нефильтрующейся промывочной жидкостью – р-ром на нефтяной основе (РНО). При реализации прямого метода необходимым условием является сохранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющих поры образца в пластовых условиях.

Все остальные м-ды косвенные различаются условиями моделирования остаточной воды в образце. Общим для них является подготовка образца к эксперименту путем экстрагирования из образца УВ и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших поры образца в естественном залегании. (м-д капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении темп-ры и с сохранением её постоянной (изотермическая сушка), м-д влагоемких сред, м-д ЯМР).

На практике опр-ют вел водоудерживающей способности Квс. отражает способность удерживать воду при заданных стандартных условиях её вытеснен.

Билет № 13.

1. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Отчетность при разведке месторождений нефти и газа.

Разведочный этап подразделяется на две стадии:

1. оценка месторождений или залежей УВ.

2. подготовка к их разработке.

Оценка обнаруженных залежей и местоскоплений УВ производится в том случае, если поисковым бурением доказана промышленная значимость и экономическая целесообразность их разработки Одним из основных принципов проведения разведочных работ является их выполнение с минимальными затратами материальных средств поскольку основным затратным механизмом является бурение скважин поэтому оконтуривание залежей и оценки их по промышленным категориям минимальным количеством скважин является главной задачей. Минимальным считается такое количество скважин, после которого получение информации от заложения других скважин не приведет к заметным изменениям средневзвешенных значений основных параметров залежи.

Количество разведочных скважин зависит от размеров нефтяных и газовых залежей, фазовой составляющей - газовая или газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, от фациальной изменчивости пласта, важно установить общие закономерности в изменении свойств пласта по разрезу и латерали

Повышение экономической эффективности разведочных работ возможно за счет проведения сейсморазведки ЗД MOB ОПТ. Ускорение разведки крупных и уникальных местоскоплений УВ производится по редкой сети скважин с последующей их доразведкой, путем заложения опережающих эксплуатационных скважин, позволяющих получить необходимые данные для подсчета запасов УВ и обоснования проектирования разработки Примером высокой эффективности методики ускоренной разведки является Медвежье, Уренгойское и др. газовые залежи сеномана, где разработка их началась вскоре после их открытия.

Геологическими данными, испытанием пластов в законченных бурением опережающих эксплуатационных скважинах и газогидродинамическими расчетами:

• определяют положение контактов и контуров залежи;

• выявляют наличие или отсутствие в газовых и газоконденсатных залежах нефтяной оторочки и при её наличии определяют условия ее эксплуатации;

- проводят полноценное опробование и исследование скважин для получения основных параметров залежи;

• изучают углеводородный состав газа, нефти и конденсата, а также других

сопутствующих компонентов

Разведочный этап – это комплекс работ, позволяющий перевести общие знания об открытом объекте в набор технологических параметров необходимых для разработки.

Предварительная стадия – оценка рентабильности открытого мест-я, проводят детальные геофизические съемки, бурение оценочных скважин, экономический анализ рентабельности открытий.

Детальная стадия – подготовка ТСР. Категории С2 переводятся в С1 и В. Производят бурение разведочных скважин, 3D-сейсмика, детальный анализ керна, флюидов, дебитов, экономический анализ. Доразведка – если не хватает данных, то ее проводят при экспл-ции. 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 (обычно для газовых), 3. М-д треугольника, 4. Смешанный

Размещение скв обычно смешанное, чистых систем как правило нет и шаблонов расст-ий м/у скв нет (чем сложнее колл-р тем меньше расст-е), обычно 1-5 км.

Перед разведкой н/выделить этажи разведки, а в каждом этаже свой базис.гор-т.

Этажи разведки – группы пластов с близкими по строению, размещению и фазовому состоянию залежами, сгрупп-ных д/разведки одной системой скв. Выд-ся по пар-трам:

Геологическим: тип колл-ра, фаз.сосояние, глубины, тип ловушек.

Технологическим: хар-р Рпл, не объед-ся с аномал. Рпл.

Экономическим: сколько этажей выд-ть, послед-сть б-ния, разведка снизу вверх или наоборот. Базисный горизонт – 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.

Кол-во скв опр-ся ур-ем: N = f ( Q, Fн , hэн , mот ) .

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. Каждая система скв рассчитывается только для одного этажа разр-ки, а в этом этаже только д/базис.гор-та. Маленькая залежь разв-ся 2-3 скв, к-ые м/б и разв и эксп-ными. Оч.крупные залежи разведуются блоч.м-дом. Д/г. залежей обязательна ОПР.

Основной принцип – сокращение времени окупаемости капитальных затрат, увеличение запасов промышленной категории с наименьшими затратами.

2. Обоснование исходных геологических факторов, учитываемых при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о размерах и форме залежи

2) о тектонических нарушениях и выклиниваниях

3) об закономерностях изменения коллекторских свойств

4) об критериях определния кондиционных значений

5) дебиты скважин, Рпл и обоснование режима залежи

6) о качестве нефти

7) о положении контактов

8) обоснование режима залежи

9) обоснование запасов (балансовых и забалансовых)

10) условия для эффективной разработки

11) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

12) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

13) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади:

14) о плотности сетки скважин;

15) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

16) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; геологические профили по эксплуатационному объекту с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карта температуры, карта коэффициента светопоглощения, карта проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются пористость, проницаемость, начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная мощность; мощность проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности.

К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; мета- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается при разработке объекта.

К важнейшим цифровым данным, характеризующим геологическую модель месторождения, относятся: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи, изучаемых на метауровне,—чисто нефтяной, водонефтяной нефтегазовой, нефте газоводяной, газоводяной зон.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами. приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фазовых проницаемостей. зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

3. Прямой способ определения нефтегазонасыщенности (остаточной водонасыщенности) продуктивных коллекторов.

Основан на отборе и исслед-ии керна с сохранённой пласт насыщенностью.

Находят прямым м-ом Кв.о. или Кв на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных м-дов на экстрагированном образце величину Кв.о.,

т е 1) РНО (РУО) сод-е воды опр-ся экстракционно-дистилляционным способом

2) исп-е обычных РВО но с изолирующей технологией отбора керна (керноприёмная трубка заполнена маслом)

оба метода связаны с дегазацией керна и вместе с газом вода частично теряется

Билет № 14.

1. Стадии и этапы проектирования разработки. Требования, предъявляемые к различным документам по проектированию разработки.

Проектными документами (технологической схемой или проек­том разработки) должны быть определены: количество добы­вающих, нагнетательных, резервных и контрольных скважин и их порядок размещения в пределах залежи в зависимости от геоло­гических условий. Кроме того, должны быть установлены: годовые отборы нефти (газа), жидкости; способ поддержания пластового давления; количество закачиваемой воды, газа (воздуха); сроки фонтанирования скважин, перевода их на глубиннонасосную эксплуатацию. Запроектированная система разработки должна обеспечить максимальное извлечение нефти из недр при мини­мальных капитальных затратах на обустройство месторождения. Система разработки и запланированные мероприятия по воздействию на пласт должны обеспечить запланированный коэффициент нефтеотдачи. Принцип двухстадийного проектирования нефтяных и газовых залежей. На первой стадии проектирования разработки обычно составляется технологическая схема разработки, основой которой является фактический материал, получаемый в результате разведочных работ и пробной эксплуатации. В некоторых случаях для крупных месторождений вначале составляется принципиальная схема разработки, а затем в соответствии с ней -технологические схемы отдельных эксплуатационных объектов.

Вторая стадия проектирования разработки заключается в составлении проекта разработки эксплуатационного объекта. Основой его является фактический материал, получаемый в результате бурения добывающих и нагнетательньк скважин, а также результаты состояния разработки эксплуатационного объекта за весь предыдущий срок - с момента составления технологической схемы разработки.

Этапы проектирования разработки

Каждый документ по проектированию разработки основан на длительном изучении залежей, связанном с поисками, разведкой, оконтуриванием, опробованием, проведением пробной эксплуатации, бурением добывающих, нагнетательных скважин и т.п. Процесс проектирования состоит из ряда этапов. Первый этап связан с детальным геолого-геофизическим изучением залежи; на втором этапе на основе гидродинамических расчетов устанавли­ваются технологические показатели разработки определяемой системы разработки; третий этап заключается в технико-экономической оценке предлагаемых вариантов разработки.

Стадии разработки

Первая стадия характеризуется разбуриванием залежи (эксплуатационного объекта) основным фондом добывающих и нагнетательных скважин, число которых устанавливается в соответствии с технологической схемой разработки. На этой стадии приступают к освоению систем поддержания пластового давления.

Вторая стадия - это стадия стабилизация достигнутого максимального отбора нефти, она характеризуется разбуриванием эксплуатационного объекта оставшимися (по проекту) добы­вающими и нагнетательными скважинами. Скважины в основном эксплуатируются фонтанным способом, но к концу стадии начи­нается их перевод на механизированный способ эксплуатации.

Третья стадия характеризуется значительным снижением добычи нефти. Для нее характерен перевод последних из оставшихся фонтанирующих скважин на механизированный способ эксплуатации.

Четвертая стадия разработки характеризуется небольшими, постепенно снижающимися дебитами нефти. Все добывающие скважины переведены на механизированный способ эксплуатации, продукция отличается высокой обводненностью. Благодаря высокому пластовому давлению создаются условия для форсированного отбора жидкости, что позволяет значительно увеличить отборы жидкости (в 2-3 раза), а следовательно, и добычу нефти. Четвертая стадия - это завершающая стадия разработки. Третья и четвертая стадии разработки, характеризующиеся падением добычи нефти, составляют поздний период разработки.

2. Корреляция разрезов скважин – региональная, межрайонная. Методы корреляции морских и континентальных отложений. Использование материалов сейсморазведки. Принципы индексации пластов в Западной Сибири.

Корреляция бывает разной по масштабу:

• региональная (между региональными нефтегазоносными территориями)

• межрайонная (между нефтегазоносными районами к примеру Сургутский-Вартовский)

• площадная (между площадями или месторождениями)

Методы

1.ГИС (берется комплекс КС, собственной поляризации, ГК, Ра, ИК, кавернометрия).

2.По палеонтологическим данным оложения с одинаковой фауной позволяют выделить одновозрастные отложения

3.Используется СПК в случае континентальных отложений.

4.Литологический, литохимический – с использование коррелятивных минералов (глауконита, гипсов, солей)

5.Использование сейсморазведки (скв 2,4,6 км – а что между ними можно узнать только по сейсмике). Дает информацию об условиях залегания выклинивания.

Корреляция морских отложений: обязательно выделяются маркирующие горизонты, которые выбираются в качестве нулевых, реперных горизонтов (баженовка- высокие сопротивления, высокая радиоактивность, низкая проводимости по ИК; георгиевская – содержание глауконита, низкие сопротивления, максимальная проводимость; сормановская пачка – увеличение диаметра скважин напротив глин, высокая каверна (шоколадная глина), а также кошайская пачка). Морские пласты хар-ся выдержанностью глинистых пачек на большой площади. Сначала сопоставляется глинистые, а только потом песчаные прослои м/у ними. Хорошие результаты дает корреляция зажатая м/у двумя реперами (вер и низ). Обязательно привлечение фауны (если региональная или площадная).

Корреляция континентальных отложений хар-ся резкой невыдержанностью. На коротких расстояниях как глинистых, так и песчаных пластов; резким колебанием литологии и мощностей, следовательно проводится по циклам седиментации, предварительно в каждом азрезе выделяются циклы (н/пр от грубообломочного заканчивая тонкоотмученными). Далее сопоставляются циклы между собой устанавливаются циклы, зак-ти, далее внутри каждого коррелируются пачки и только после этого пласты. Фауны нет, но коррялятивными могут быть пласты углей, древние коры выветривания. (например содержащие бокситы). На схемах должны показываться перерывы, выклинивания, замещения. Именнот сейсморазведка дает возможность составить единую седиментационную модель изучаемых оложений, в ом числе дает возможность выделить перерывы.

Там где морские отложения сейсмика показывает много протяженных сейсмических площадок, где морские переходят в континентальные наблюдается волновая картина, более мозаичное строение.

Пласты юры и мела индексируются по разному. В юре: нижней А (от 1 до 12) и В (от 1 до 15). Пласты в подошве Ач1-5. Каждому преписывается район С – Сургутский, В – Вартовский, Н – Надымский, У – Уренгойский. Под Х-М свитой до апта залегают ВК1-5 викуловская свита. Все пласты в покурской свите ПК. Верхняя юра - баженовская свита – Ю0(нефть), Ю1К – абалакская свита, Ю1 – васюганская свита (Ю₁¹-Ю₁⁴). П1-3 – вагулкинская толща. Средняя юра – Ю2-3 тюменская свита.

3. Глинистость пород, лабораторные и геофизические способы её определения.

-понятие минералогическое (каолинит, гидрослюда, хлорит, монтморелонит); гранулометрическое (фракции различных диаметров и их сод-е) см вопр 1

К глинистым мин-лам относят минералы амоно-силикатного состава (гидрослюды, монтморелонит, каолинит). Размеры глинистых мин-в от нескольких мм до мкм. Маленькие размеры – высокая дисперсность – огромная адсорбционная способность. Глинистые ч-цы сущ-но влияют на пористость, прониц-ть, остаточную водонас-ть и др. физические св-ва. Это всё приводит к возникновению аномальных физ-х хим-х св-в.

Глинистость ОП хар-ся содержанием в минеральном скелете ГП частиц с эффективным диаметром меньше 0,01мм. Глинистость уст-т по данным гранулометрического анализа. Сгл=m_<0.01мм/m_тв., Сгл – массовая глинистость в долях ед.; m_тв – масса сухой навески анализируемого порошка – масса тв. Фазы мин-го скелета ГП; m_<0.01мм – масса фракции с эф-м диаметром < 0.01мм.

Гранулом-й анализ: исследуемые образцы экстрагируют в аппарате Сокслета образец дезинтегрируют , превращают в порошок, обрабатывают 5-10% р-ром соляной кислоты HCl, отмывают в дистилированной воде, высушивают в термостате при t=105^оС и опр-т массы определенной фракции  просеивают на ситах разного размера, определяют содержание ч-ц разного размера.

Погрешности: - при стирании не гарантируется переход в порошок всех ч-ц <0,01мм, т.к. глинистые мин-лы могут содержаться в зернах полевых шпатов и др. мин-в; - обработка р-ром HCl – необратимо изменяет первоначальную массу образца, его минеральный и гранулометрический составы, т.к. растворяются не только карбонаты, но и ряд смешено-слойных глинистых минералов.

(так же расчетным путем определяют коэф-т объемной глинистости, коэф-т относительной глинистости, коэф-т пористости скелета, агрегатную глинистость – все коэф-ты хар-т дисперсную (рассеяную) глинистость; слоистая глинистость – хар-т сод-ние в ГП глинистого мат-ла, чередуется с прослоями коллектора). Современный способ- применение счётчика Культера. в пробирку с колиброванным отверстием помещается 2 электрода, и при прохождении частички появляется импульс. предварительно прибор калибруется порошком с заданным размером частиц

Определение глинистости м-дами ГИС:

1.определение глинистости по ГМ. Основано на зав-ти ГМ от Сгл. СглVглин.

Кгл=Сгл(1-Кп), где Кгл – доля объема породы занимаемого глинистым мат-лом. Глинистость по ГМ будет зависеть от дополнительной радиации (палешпатовые песчаники).

2.Метод ПС. гл – относит-я глинистость- это степень заполнения глин-м мат-лом порового пространства. 1-низкая минерализация пластовых вод = 10-15 г/л; 2-средняя = 30-40 г/л; 3-высокая. Если глинистость рассеяная: Кгл=гл*Кп/(1-гл)  гл=Кгл/(Кгл+Кп). Если глинистость слоистая:

-показатель слоистости глин. Зависимости с сп лучше работают в случае с рассеяной глинистостью и маленькой минерализ-ей пластовых вод.

Билет № 15.

1. Понятие и разработка многопластовых месторождений. Принципы выделения эксплуатационных объектов. Этажи разработки, основные и возвратные объекты.

При разработке многопластовых м/р-ий учитывают гидродинамическую связь между пластами.

Наличие связи отмечается условиями:

1)распределение нач-го Рпласт по горизонтам подчиняется барометрической формуле

2)контакты газ-вода в горизонтах нах-ся в одной отметке

3)состав газа во всех горизонтах одинаков

а) единая система

б) раздельная система

Раздельная система применяется:

1)когда каждый из пластов хар-ся большой продуктивностью

2)один из пластов газовый, а второй газоконденсатный

3)газ имеет разный состав. В одном HS, а в другом CO₂

4)разное Рпласт

5)разные коллектора. Один сцементированный, другой рыхлый.

Многопластовые также могут разрабатываться комбинированным способом, когда продуктивные пласты разные по характеристикам, то пласты друг от друга изолируют пакером, и один пласт вырабатывается по НКТ, другой – по кольцевому пространству. Если между пластами сущ-ет газодинамическая связь, то в зависимости от запасов добывающие скв-ны могут вырабатывать нижний пласт, за счет подтока будет вырабатываться и верхний пласт. Если основные запасы нах-ся и в верхнем пласте, то перфорируют и вырабатывают сначала верхний.

При составлении проектов разработки выделяют эксплутационные объекты и эксплутац этажи. Эксплутац объект- 1 или несколько пластов, которые вырабатываются сважиной одновременно. При объединении нескольких пластов в один объект они должны иметь близкие кол-е св-ва, сходное качество или должны быть расположены не более 100 м друг от друга. В 1 объект нельзя объединять пласты Г и ГК или пласты, у которых в одном из них повышенное содержание H₂S. Пластовые давления в пластах не должны отличаться более 0,1 МПа. Если разные кол-е св-ва, то пласт с низкими ФЕС в процессе разработки может не вырабатываться. Эксплутационный этаж- несколько ЭО, которые вырабатываются одной серией скважин.

Существует 3 системы разработки: 1. Сверху-вниз(когда вначале вырабатывают вышележащие пласты, а затем нижележащие. Эту систему могут применять если залежи связаны с пластами, залегающими близко к дневной поверхности(неогеновые отложения)). 2. Снизу-вверх в ЗС (вначале вырабатывают нижележащие пласты,а после их обводнения изолируют с помощью цементных мостов. Если мост герметичен переходят к выработке вышележащего пласта). 3.комбинированная (когда ЭЭ разбуривают одной серией СКВ,а выработку пластов в каждом ЭЭ проводят по системе снизу-вверх). В последние годы на месторождениях Зап Сиб проводят одновременно раздельную эксплуатацию и одновременно раздельную закачку для разработки многопластовых мест-й. Для этого в СКВ спускают на одной подвеске 2 или 3 ряда НКТ на различную глубину для выработки разных пластов. Пласты друг от друга отделяют с помощью резиновых пакеров, или один пласт вырабатывают через НКТ, а второй по кольцевому пространству между НКТ и ЭЭ. Пласты друг от друга так же отделяют пакерами.

В последние годы на мест-х ЗС применяют многорядную систему разработки, когда в экспл-ю колонну спускают на одной подвеске 2-3 ряда НКТ на различную глубину для выработки различных пластов. Пласты друг от друга изолированы с помощью резиновых пакеров. Этот способ наз-ся одновре.-раздел-я эксплуатация многопластовых залежей. На практике часто применяют след констр-и:

Многорядная система разработки позволяет уменьшить кол-во доб СКВ и снизить сибистоимость добычи нефти. Это один из способов повышения эффективности разработки. По этой системе можно разраб-ть пласты с разными кол-ми св-ми и различным качеством нефти. По такой же схеме могут производить закачку воды в нагнет-е скв для воздействия на разные пласты. И эта система называется ОРЗ – одновременная раздельная закачка.

2. Палеоструктурные карты, изопахический треугольник, палеотектонические профили – методика построения, использование при геологоразведочных работах.

В основе всех палеоструктурных построений лежит анализ толщин и выравнивание каждой поверхности на поверхность на момент завершения которой изучается продуктивная поверхность.

Палеоструктурные карты – это карта разности глубин залегания исследуемой поверхности и вышезалегающего по разрезу стратиграфического подразделения, в итоге получается структурная карта исследуемого объекта на время конца накопления вычитаемого горизонта. Показывает историю развития какой-то пов-ти во времени.

Не м/б исп-ван д/некомпенсир.прогибания, толщин <100м и геосинклин.областей.

Изопахический треугольник – это набор структурных и палеоструктурных карт, расположенных в опред.послед-сти сгруп-ных в треугольник, позволяющий отследить всю эволюцию исследуемой стр-ры. Гориз.ряды карт – палеоструктурные карты по одному из опорных гор-тов д/разл. этапов времени. В вертикальных рядах представлены структурные и палеоструктурные карты исследуемых горизонтов, построенные на определённый момент времени.

В крайнем правом ряду-современные структурные карты по всем горизонтам, самая левая карта – палеоструктурная карта самого древнего горизонта на конец формирования вышележащего.

Палеотектонический профиль- это геол.профиль на опред.геол.время. Пок-ют изменение геол-го стр-ния от эпохи к эпохе. Строятся профили путем последовательного суммирования вверх по разрезу мощностей, выбранных для анализа стру-х комплексов.

Палео- построения могут быть использованы для решения следующих задач:

- Исследование структуры на предмет времени образования и последующего развития

- Эволюции во время интенсивной миграции и акумуляции УВ

- Обоснование положения ВНК

Возможно применение совместно с другими методами при качественной и количественной оценке нефтегазоносности.

Структурные поверхности разных горизонтов

Изучается связь между разными структурными поверхностями. К/пр разные структурные поверхности связь м/у ними имеет линейный характер и выражается уравнением прямой. Этот анализ используется для структур с консидементационным развитием. Нельзя использовать для районов с нескомпенсированным о/накоплением , т.к. прогибание и зоны максимального прогибания хар-ся миним мощностями.

Этот анализ используется для уточнения корреляции разрезов скважин, для прогноза глубин слабо изученных бурением, для изучения разрывной тектоники, размывов, для аномалий седиментации, когда формируется атектонические структуры – рифы, бары, разломы.

Как показал этот анализ: там где стр-ая пов-ть по разным горизонтам имеют хорошую связь, там больше концентриется количество УВ. Разные процессы можно изучать с помощью графиков, отражающих связи разл-х горизонтов.

Палеострукткрный анализ

Это анализ истории развития во времени различных стр-х пов-тей. Осн-н на 2х принципах:

1 Анализ суммарных мощностей. В основе лежит представление о связи роста структуры с о/накоплением. В этом случае обязательно анализируется литология и фация, т.к. различие в мощностях м.б. связано с различным уплотнением глин, песчаников, известняков, с особенностями фауны, т.е. появление рифов, баров, банок. Учитывается хар-м/р пере-, недокомпенсации прогибания осадками. (ЗС – более интенсивное прогибание – Фроловская впадина). Если в разрезе есть стратиграфический комплекс, связанный с недо- или перекомпенсацией для анализа мощностей выбираются более крупные структурные подразделения.

Для анализа пов-тей, развивающихся во времени выбираются четкие маркирующие горизонты, в кач-ве кот-х регионально прод-ые пласты Ю2, Ю1, БС10, БВ8 (баженовка, кошайская пачка, алымская, кузнецовкая) Сейсмические горизонты: Г , Т, Т1, Т2, Т3, М, М1.

Палеотектонические профили пок-ют изменение геол-го стр-ния от эпохи к эпохе. Выравнивание может проводиться на пов-ти несогласия или др. маркирующих горизонтов. Строятся профили путем последовательного суммирования вверх по разрезу мощностей, выбранных для анализа стру-х комплексов.

2.Принцип выравнивания, т.е. выравнивается та пов-ть на время которой изучается развитие. Строятся для изучения динамики – палеоструктурные профили, карты, изопахический треугольник.

Палеоструктурная карта - показывает историю развития какой-то пов-ти во времени. Они дают представление. Вывод: время формирования ловушки, время формирования залежи (начало, конец).

По истории развития структур выделяют:

сквозные структуры – зародилась рано и на всем протяжении мощность на своде меньше чем на крыльях по всем горизонтам.

Погребенные структуры - структуры раннего заложения и прекратившая свое развитие очень быстро.

Прерывисто-консидементационная (возрожденная), где мощность в разные оторезки времени отличается, н/пр. моноклинали сначала, потом структуры.

инверсионная – по одним горизонтам поднятие (в своде мощность больше чем на крыльях), а по др. горизонтам – впадины (в своде мощность меньше, чем на крыльях).

Анализ нефтеносности показал, что наиболее благоприятные структуры сквозного развития (постепенно затухающие к верхней части разреза). Менее структуры прерывистого развития, погребенные, с инверсионными часто связано разрушение залежей. Залежи УВ м.б. открыты в любых поднятиях, но в погребенных только в нижних горизонтах. Развитие опр-ет кол-во прод-х пластов, этаж н/г – ности, количество запасов.

Изопахический треугольник

Позволяет анализировать развитие разных пов-тей во времени

Сравнивать м/у собой совр-ые структурные планы и делать выводы о хар-ре стороения этих стр-х пов-тей

Позволяет сравнивать развитие каждой пов-ти, т.е. чем отличается развитие одной от другой.

Палеотектонический анализ проводится для стуктур разного порядка.

Одновременно анализ истории роста и динамики погружения позволяет делать вывод о приятных и неприятных условиях н/г/о, для которых кроме ловушки необходимо термодинамические условия.

Пример изопахического треугольника.

В ЗС ловушки характеризуются тем, что выполаживаются вверх по разрезу.

Выводы:

По современным структурным планам: структурный план меняется вверх по разрезу от более сложного к простому, т.е. выполаживается, уменьшается вверх по разрезу амплитуда от 250 до 125, т.е. в 5-6 раз. По верхним горизонтам структура раскрывается. Это свидетельсьвует, что тектонические движения во времени затухают, но практически неизменной остается площадь структуры за исключением горизонта С.

Не меняется морфология, т.е. азимут простирания одинаковый. Структура азвивалась унаследовано.

История развития поверхности А: анализ мощностей показывает разницу в 100 м . Последняя карта с одним и теми же мощностями свидетельствует о том, что тектонические движений не было., а происходило заравнивание выступов фундамента и к концу формирования пов-ти Т территория представляла собой плоскость. К концу накопления пов-ти Б начала формироваться структура, её амплитуда не превышала 75 м, но её морфология была близка к современной. К концу К₂ пов-ть стала резко выроженной, амплитуда –235 м, всего на 15 м отличается от современной.

История развития поверхности Т: К концу накопления баженовки стр-ый план представлял пов-ть горизонтальную, разница в отметках О. К концу М структура появила с амплитудой 50 м . К концу неокома структура растет амплитуда 75 м .К концу накопления горизонта С начинается расформирование структуры. И окончательно структурный план получается в современном этапе, а именно в неоген-четвертичный период.

История развития сттруктуры Б: К концу неокома структура начала формироваться и её амплитуда как структуры была 50 м.б. К концу сеномана амплитуда увеличилась до 150 м заложились оба купола. К концу верхнего мела структура начинает расформировываться и амплитуда уменьшается до 100 м возможно и размыкание на переклиналях. И окончательное формирование произошло с неоген-четвертичный период.

История развития поверхности М: Структура начала формироваться в верхнем мелу и окончательно сформировалась в неоген –четвертичное время периоде.

История развития структуры Г. На месте структуры образовалась впадина и структура сформировалась окончательно в неоген-четвертичном периоде.

Развитие каждой структуры отличается временем заложения структуры, см. на графике.

Палеотектонические реконструкции должны обязательно учитывать фации и формации и влияние эрозионных процессов на характер изменения мощностей. Поэтому если отмечается интенсивная эрозия, то нежелательно рассматривать историю развития пов-ти нужно брать либо выше/ниже пов-ти перерыва. Тоже самое, если мы имеем некомпенсированное прогибание, нельзя брать кровлю некомпенсированных комплексов, для анализа в этом случае берется сумма мощностей осадков от недо – и перекомпенсации.

Нежелательно брать мощности меньше 100 м . они будут давать часто неверные результаты из-за разной литологии уплотнения.

Палеоструктурный анализ разн. Пов-тей позволяет строить графики роста структур во времени. Для этого на горизонтальной оси показывается амплитуда структуры (%, м), а по вертикальной – время.

Кроме изучения роста, изучается динамика погружения структуры по мере о/н. Мерой динамики является тектоническая напряженность, которая отражает меру энергии погружения. Этот параметр взят из закона термодинамики: наилучшей оценкой энергетики случайного процесса является средняя величина его реализации. G=H₁²+H₂²+H²₃/n. Из этих графиков можно изучать динамику погружения более молодых, сместив координаты.

Изучая локальные поднятия в нефтянных районах строят такие графики как гистограммы распределения площадей (амплитуд). Другой характеристикой является изображение азимута простирания. На залежи влияют как пликативы, так дизъюнктивы ( Днепро-Припятская).

3. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных скважинах по данным ГИС.

На многопластовых месторождениях требуется комплекстрование различных методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др.в Вначале с помощью глубиного дебитомера выделяют работающие в скважине пласты. Затем определяют состав жидкости против работающих интервалов, для чего используют замеры диэлектрических влагомеров, гамма-плотномеров или резистивиметров. Наиболее надёжное выделение интервалов поступления воды таким образом обеспечивается, если дебит скважины достаточно высок (более 120 м3/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделениянефти и воды. При меньшем дебите вода из скважины полностью не выносится, часть её скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации.

При небольшом дебите скважины хорошие результаты может дать метод наведённой активности кислорода (рис), при котором фиксируется движущаяся по стволу скважины вода. Включение в комплекс для выделения пластов, заводняемых закачиваемой водой, термометрии основано на том, что обычно в пласт нагнетается холодная вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе доб СКВ интервалы с пониженной температурой, выделяют пласты, промытые закачиваемой водой. Но поскольку фронт охлаждения отстаёт от фронта вытеснения, с помощью термометрии можно уверенно выделять только те заводнённые пласты, через которые прошёл значительный объём нагнетаемой воды.

На основе замеров двумя зондами НГК можно по динамике приращений НГК судить об изменениях газонасыщенности прискважинной части пласта, связанных с расформированием зоны проникновения или обводнением.

Билет № 16.

1. 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.

1. Физико-гидродинам. м-ды–

*Циклическое заводнение- создании знако-переменных перепадов давления м/у зонами (слоями) с разной прон-ью и насыщ-тью. За счет этих скачков давления создаются условия для выравнивания насыщ-ти и устранения капил-го неравновесия на контакте н-насыщ-ых и заводненных зон, слоев, участков. Изменение фильтр-ых потоков усиливает этот процесс в результате вовлечения в разработку застойных зон пласта.

*Водогазовое циклическое воздействие на пласты, при к-ом в пласт поочередно нагнетаются в. и г. Это способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением т.к.снижается прон-ть высокопрон-ых пропластков, занятых водогазовой смесью,

2. Физико-химические методы основаны на вытеснении н. водными растворами различных хим. реагентов, улучш-их или изменяющих в необходимых направлениях вытесняющие св-ва в. ( водорастворимые ПАВ, полимеры, кислоты, щелочи, а также мицеллярные растворы и др). Их действие основано на снижении межфазного натяжения м/у н. и водой (ПАВ, щелочи) или устранении капилл. сил в заводн пласте (мицеллярные растворы), приводящем к увел-ию коэф. заводнения, или уменьшении различия в вяз-тях н. и вытесняющей ее воды (полимеры), обеспечивающем повышение коэф. заводнения.

3. Теплофизические методы основаны на закачке в пласт теплоносителей— пара или горячей воды. пар вносит в пласт значительное кол-во тепл. энергии. Этo обеспечивает сниж. вяз-ти н, гидрофилизации коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок скв-н смол и асфальтенов и др. В результате повышается как коэф. Вытеснения и охвата

4. Термохим. методы повышения нефтеотдачи связаны с процессами внутрипластового горения нефти - сухого, влажного и сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и т. п.. Эти методы основаны на способности пласт. н. вступать в реакцию с нагнетаемым в пласт О2 (воздухом), сопровождающуюся выделением большого кол-ва тепла.

5. К группе методов смешивающегося вытеснения относят вытеснение н. смешивающимися с ней агентами — УВ-ми газами: сжиженным нефтяным газом, сжиженным обогащенным газом, сухим газом выс. давления и сжиженным неУВ-ым газом — углекислым газом или двуокисью углерода.

При растворении жидкой двуокиси углерода в н. сущ-но увел-ся объем н., умен. ее вязкость и снижается проявление капилл. сил.

6. ГРП - создание искусственных гориз-ых и верт-ых трещин в пласте с помощью закачки жидкости под выс. давл-ем. Скв-на перед ГРП д.б. исследована на приток и определен коэф. продуктивности; Д. б. проведена дополн-ая перфорация в инт-лах пласта, где по ГИС фиксируется наиболее проницаемая часть разреза; Проводится соляно-кислотная обработка; В скв-ну спускается пакер на 5-8 м. выше кровли прод. пласта (перекрывает

затрубное пространство скв-ны); В скв-ну закачивается жидкость разрыва; После образования трещин в скв-ну закачивается жидкость-песконоситель, к-ая продавливается полностью расчитанным объемом продав. жид. После этого скв-на останавливается на сутки, потом она промывается от продуктов реакции, определяется коэф. продук-ти, по к-му определяют эффективность данного технолог. процесса. ГРП позволяет увел. производ скв-н в 2, 3 раза.

2. Литолого-фациальные, палеогеографические карты, методика построений, легенда, использование при нефтегазопоисковых работах.

Литолого-фациальные карты представляют собой карты вещественного состава отложений какого-либо стратиграфического подразделения, показывают распространение коллекторов, покрышек и литологической изменчивости изучаемого комплекса. Составляются для отдельных небольших стратиграфических подразделений (для крупных усреднение значений ведет к большим ошибкам).

Строятся литолого-палеогеографич-ие карты (только д/синхронных отлож-ий, т.е. кот-ые накаплив-сь в одно и тоже время; отражают основные физико-географические условия изучаемого отрезка времени, условия осадконакопления, очертания суши, ее рельеф, реки, моря, области сноса и накопления осадков, климатические зоны). Реконструкция производится по комплексу геофизических, литологических исследований, гранулометр. анализа. На карты наносят кривые КС, ПС, отражающие форму кривой для этих отложений, контуры м-ий, ловушки. Легенда

отражает обстановки седиментации и мощность отложений.

1 – глубокое море (>500м), цв. синий;

– относительно глубокое (300-500м), цв. светло-синий;

2 - мелкое море ( 50-300 м), цв. светло-гол;

3 - прибрежная равнина, цв. светло-зел;

4 – низменная озерно-болотная аккумулятивная равнина, цв. желтый; 5 – денудационно-аккумул-ая равнина

Различают седиментационные обстановки:

1)Морские обстановки:

 Мелководные(100-200м.,хорошо отсортированный материал, высокие колл. св-ва, много органики, растительности (водоросли), кислорода)- основная движущая сила - волны, здесь max кол-во ловушек, и структ-ых, и литологич-их; При переходе от шельфа в относит-но глубокую зону возникают турбидиты, происходят осыпи, обвалы, оползни, образ-ся конусы выноса обломоч-го мат-ла.

 Относительно глубокое море (до 300-500м, действуют течения разного направления)- формируются литологич-ие ловушки;

 Глубокое море( >500км., оч. много кремнистого материала).

Самые благопр-ые для нг.образования – мелкое море и относ-но глубокое море. Турбидитовые потоки и резкое изм-ие глубины – плохо для форм-я колл. В морской обстановке – ОВ сапропелевое – благопр-но д/нефтеобразования.

2)Переходная зона – дельтовые платформы. Осн. объект – бары, отмели, пляжи и протоки

рек. Равномерное распред-ие коллекторов, очень много растител-ти, зоопланктона - образуют фильтр, задерживающий ОВ, кот-ое движ-ся в море. Роль дельт – в формировании местор. велика в генерации и аккумуляции УВ. В дельтах открыты огромные з-сы Н в мире, но наиболее крупные в России.

3)Континент. обстан. - аккумулятивные равнины. Основная органика – много автохтонной (здесь накопилось, здесь и осталось); Леса, степи, море – большая автохт-ая продукт-ть. Осн. элемент – русла рек, озера.

Благоприят-ые: контин-ые (озера,болота) в гумидном (влажн.)климате – озерно-аллювиальные речные фации (литологич-ки экраниров-ые залежи), много ОВ накапл-ся в болотах и озерах,кот-ое потом продуцирует УВ;

менее благоприят-е: аридный – объект поисковых работ (пустыни,дюны) –хорошая сортировка мат-ла.

В континентальных услов накапл-сь гумусовое ОВ - благоприятно д/газообраз-ия.

3. Определение качества цементирования скважин по данным ГИС.

(Из лекций)

При контроле качества наиболее часто в практике применяются акустические методы для оценки качества цементирования скважин и определения технического состояния обсадных колонн. Акустическая цементометрия основана на изучении перераспределения энергии поля упругих колебаний между обсадной колонной, цементным камнем и окружающими г/п. В зависимости от характера акустических контактов между указанными средами, энергия упругого импульса может быть сосредоточена в одной из них. Для провидения измерений в скважинах применяют акустические цементомеры, которые позволяют регистрировать амплитуды продольной волны по колонне Ак, Ар и среднее интервальное время по породе Тр. Если Ак → max, Ap → max, Tp → min - то на данном участке отсутствует сцепление цементного камня с породой, а если Ак → 0, Ap → 0, Tp → mах – это говорит о хорошем сцеплении. Если данные параметры имеют промежуточное значение - частичное сцепление цемента с породой и с колонной (это могут быть трещины, пустоты и т.п.). Когда скважина сильно наклонная или горизонтальная устанавливаются центраторы.

Если жесткий контакт цемента со скважиной, то волна не проходит через него, коэффициент затухания стремится к 0.

Хорошее сцепление

Ак (коэф-т затухания) → 0,

Ap (по породе) → 0,

Плохое сцепление или отсутствие его в данном участке

Tp→mах

Ак (коэф-т затухания) → mах,

Ap (по породе) → mах,

Tp → min

Гамма-гамма цементометрия

Определяет плотность заполнения затрубного пространства. Гамма-гамма метод используется для контроля качества цементирования скважин и технического состояния обсадной колонны. Качество цементирования скважин оценивают по зависимости интенсивного гамма излучения от плотности излучаемой среды, поскольку плотность цементирующего камня 1,8 – 1,9, а промывочной жидкости 1,2, а интенсивность вторичного гамма излучения находится в обратной зависимости от плотности среды, то на регистрируемой кривой гамма-гамма метода четко выделяются участки с различной плотностью цементного камня.

Чем меньше плотность, тем больше показания цементомера, чем больше плотность тем меньше показания прибора.

Типовые условия применения: • применяется в обсаженных скважинах, заполненных любым типом раствора. Применение: • оценка уровня подъема цементного раствора в затрубном пространстве; • определение интервалов пониженной плотности цемента в затрубье. 

Билет № 17.

1. Геологические факторы, влияющие на характер размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади эксплуатационных объектов (сетка скважин, размещение рядами).

На первом этапе бурят добывающие скважины основного фонда. Сетку скважин выбирают с учётом воздействия на пласт при внедрении системы ППД, т.е. рядная, равномерная. Плотность сетки скважин определяют с учётом средних параметров объекта, полученных по данным разведочных работ, т.е. проницаемость пород и активность природных режимов, формы структуры. На 2 этапе бурят скважины резервного фонда. Он может составлять до 20-50% от основного фонда. Резервные скважины в основном бурят на участках, не вовлечённых в разработку. В результате этого на мест-ии создаётся неравномерная, с различными расстояниями между скважинами сетка добывающих скважин, которая характеризует неоднородность пласта. По характеру размещения скважин основного фонда выделяют 2 сетки скважин: 1) Равномерная сетка – с одинаковым расстоянием между скважинами. Её применяют для залежей с низкой проницаемостью, высокой неоднородностью, а также при повышенной вязкости нефти в обширных водонефтяных подгазовых зонах. Эта сетка скважин может быть внедрена при площадном, избирательном, блоковом заводнении, а также при внедрении новых методов воздействия на пласт. Достоинства: а) можно легко изменять кол-во нагнет. скважин, б) позволяет уплотнять сетку скважин, в) изменять направление фильтрационных потоков от нагнет. скважин. К равномерным сеткам относятся треугольная и квадратная. Квадратные сетки на нефтяных мест-ях применяют редко, условия для их применения – высокая неоднородность. На газовых и г/к мест-ях лучше всего применять квадратную сетку. Это позволяет равномерно дренировать мест-е, поэтому иногда бурят в начале по квадратной сетке, а затем в центре квадратов бурят резервные скважины, т.е. уплотняют сетку скважин.2) Равномерно-переменная (рядная) сетка – расстояния м/д рядами больше, чем м/д скважинами в рядах. Если бурят нагнет. скважины, то расстояние м/д рядом нагнет. скважин и ближайшим рядом добыв. скважин может быть равным расстоянию м/д рядами добыв. скважин. Увеличение расстояния от нагнет. скв. Способствует продлению безводного периода эксплуатации. На залежах пластового типа добыв. и нагнет. скважины располагают параллельными рядами (линейная сетка), когда пласт высокопродуктивен.

По форме системы размещения добыв. скв. могут быть: 1) с незамкнутыми рядами при разработке экранированных залежей. Добыв. скв. располагают в ЧНЗ паралл-но внутреннему контуру.

2) замкнутая кольцевая система для залежей, приуроченных к антиклиналям, брахиантиклиналям. При этой системе можно применять законтурное, приконтурное, осевое, кольцевое центральное заводнение. Важным показателем разработки является плотность сетки скважин. В настоящее время применяют 3 сетки скважин: 1) плотность сетки 100-28 га/с – применяют при высокой проницаемости пласта >400мД и низкой вязкости, 2) плотность сетки 28-16 га/с – применяют, когда пласты неоднородны по проницаемости и высокой вязкости >25мПа*с – основная система применяемая на мест-х З.Сибири. 3) плотность сетки <16га/с – внедряют, когда применяют новые методы повышения нефтеотдачи.

Системы размещения нагнетательных скважин

1. Законтурное заводнение

Бурят одновременно добывающие и нагнет скв. Нагнет скв на расстоянии 200-300м и до 500м от внеш контура. Расстояние м/д нагнетательными скв 2-3 раза больше чем м/д добывающими.

2. Внутриконтурное заводнение

Бурение начинается с нагнет скв и на первом этапе разработке их используют как добывающие. В этот период падает пластовое давление и это облегчает закачку воды. Под закачку воды эти скважины использ. через одну а оставшиеся эксплуатируют как добывающие до подхода воды к ним. После их используют под закачку.

В результ. этого сооружается единственный проект закаченной воды. Расстояние м/д нагнетательных и первыми рядами добывающих скважин в 2 раза больше, чем м/д рядами добывающих скв.

Так например если добывающие скв. располагаются рядами через 400-800м , то расстояние до нагнетательных скв. от первого ряда 800-1600м. При плохих коллекторных свойств расстояние м/д нагнет скв. в 1,5-2 меньше чем м/д добывающими. Закачиваемая вода должна создавать такое давление на забое, чтобы было воздействие на эксплуатацию двух рядов по обе стороны от нагнет скв.

2. Карты перспектив нефтегазоносности, прогнозные карты – методика построения, использование при нефтегазопоисковых работах.

Карты плотности ресурсов (ρ (тыс.т/км)= f (h-мощ-ть,H-глубина, T⁰, Cорг, G-напряж-ть, K-множест-ый коэфф.коррел-ии, М-минерал-я); Если плотности < 5 – то бесперспективны (по краям ЗС провинции, мин-ция 1-3,есть колл-ра, но нет покрышек),

от 5 до 10 -малоперспективны,

более 80 – перспективны (центр провинции ЗС: краснолен. и сург.свод, J и K1, мин-ция>4).

составляемые на основе обобщения рез-тов всего комплекса геол-их, гидрогеол-их, геоф-их и матем. иссл-ний, служат д/выбора наиб. оптимальных напр-ний поисково-развед. работ на нефть и газ в пределах рассматриваемой

тер-рии. Показывают все открытые м-я, нефтегеологич. районирование, крупные тектонич. элементы, ловушки, структуры (по С3), границы выклинивания.

Оценка перспектив нефтегазон-ти осущест-ся на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности (высокоперспективные, малоперспективные и бесперспективные) и заканч-ся состав-ем карт перспектив нефтегазоносности.

Выд-ся объекты прогноза, описываются, сравн-ся с похожими но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности.

Карты перспектив – качеств.анализ.

Прогнозная карта – при колич.прогнозе. На карту наносятся контуры мест-ий, их фаз.состояние, около каждого мест-я показывают осн.н/г-носные комплексы и пишут долю н и г, пустые ловушки, границы н/г областей и районов, н/г проводы (вся инфрастр-ра). Карты раскрашиваются по плот-сти ресурсов. Кол-ная заключается в опр-ии сколько ресурсов Д1 и Д2 на данной территории, т.е плотность ресурсов на ед-цу площади. Сущ-ет ряд методов для решения этих задач:

1. Метод сравнительных гео-ких аналогий. Выдел-ся эталон.уч-ки с известными запасами, площадями, пар-рами и ищется зав-сть Q=f(m, h, Cорг, …). Если коэф. корр-ции >0.7, то можно исп-ть на остальную терр-ю. По всем пар-рам строятся карты по этал.уч-кам и по подсчетным. В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2. Объемно-генетический (заключается в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из н/г-материнских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и аккумуляции).

Прогноз на основе установления зав-тей м/у показ-ями динамики и харак-ками процесса освоения ресурсов (т.е на основании данных разр-ки, исп-ся завис-ти типа добыча-время, запасы-время и т.д.).

3. Определение мест негерметичности колонн и заколонных перетоков пластовых флюидов по данным ГИС.

Места негерметичности обсадных колонн, связанные с перетоками флюидов устан-ся методами: резистивиметрии, влагометрии, плотностеметрии, термометрии, радио. изотопов и расходометрией.

Затрубная циркуляция флюидов м.б. определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Наличие дефектов в цементном камне и обсадных колоннах объясняет вероятность возник-ния затрубных циркуляций и межпластовых перетоков флюидов при заданных градиентах давлений.

Признаками затрубной циркуляции явл-ся ускоренный рост обводнения продукции, изменения степени обводнѐнности при разных депрессиях на пласт, солевой состав в продукции, отличающийся от состава нагнетаемой воды, отсутствие инт-ла обводнения в перфорированной части пласта. Основной метод выявления – термометрия. Признаками затрубной циркуляции флюидов м/у пластами явл-ся резкое снижение градиента темп-р на термограммах против вмещающих пород по сравнению с норм-ым, нулевой градиент темп-р м/у иссл-ыми пластами. Источник перетока и тип циркулирующего флюида устанавливается по виду и расположению термограммы относ-но геотермограммы.

По данным расходометрии перетоки по затруб. пространству из соседних неперфорированных пластов отмечаются аномально высокими дебитами из крайних отверстий перфорации. Давление пласта в источнике перетока обычно значительно превышает Р в перфорированном пласте, поэтому перфорированный пласт может прекратить свою работу.

Метод изотопов в экспл. скв. прим-ся лишь в крайнем случае – при неоднозначности рез-тов измерений др.методами, т.к. в таких скв. нежелательны длительные остановки, глушение и извлечение лифтовых труб.

Интервал затруб. циркуляции отмечается повышенными показаниями Iγ

Перетоки Н выдел-ся аналогично по термометрии и расходометрии.

Данные термометрии полученные в кратковременно остановленной скв однозначно выявляют перетоки воды в неперфорированные пласты (в нагнетательных скв).

Билет № 18.

1. Содержание геологической части документов по проектированию разработки нефтяных и газовых залежей.

В геологической части проектных документов входят:

1. графический комплекс карт и схем, кот-й включает свободный или типовой геолого-геофизич-й разрез, структурные карты по кровле и подошве пласта, геол профили, карты общих эффективных и нефтенасыщенных толщин, схемы корреляций, схемы опробывания, карты неоднородности.

2. цифровые данные, характеризующие по скв пористость, проницаемость, нефтегазоносность разрезов, физ.хим св-ва пластовых флюидов, данные о нефтегазонасыщенных толщинах в скв, термобарические условия залежей, размеры залежей, балансовые и извлекаемые запасы.

3. кривые, хар-е зависимости м/д различными геол-промыс параметрами, в частности зависимость св-в пластовых флюидов от давления и температуры. Это необходимо чтобы знать как будут меняться св-ва н и г в зависимости от разр-ки. Зависимость пористости от проницаемости, зависимость фазовой проницаемости от нефтегазонасыщенности и др.

4. текстовая часть геол. данных включает физико-геолграфический очерк по мест-ю, историю геолого-геофиз-й изученности, стратиграфию, тектонику, гефтегазоносность, гидрогеологию и геокриологию. В заключении этой части делают выводы о режиме залежи, для этого в процессе пробной эксплуатации проводят регулярные исследования пластовых по опорной сети скв (в пределах залежи и в законтурной зоне), изучают закономерности снижения Рпл в зависимости от добычи н для того чтобы решить вопрос как проектировать систему разработки с использованием пластовой энергии или ППД.

Недостатки геол. документов при составлении проектов разработки.

Они могут быть связаны:

1. с низким выносом керна и несоблюдением технологий бурения

2. с неполным объемом ГИС или с низкой информативностью геофиз материалов. Это может быть обусловлено некачественным бурением и задавливанием пласта, когда формируется глубокая зона проникновения бурового раствора, а также большим перерывом м/д вскрытием пласта бурением и проведением ГИС. Измениться хар-р насыщения, когда бур. раствор оттеняет пластовые флюиды и продуктивные интервалы могут хар-ся как водонасыщенные или с неясным хар-ром насыщения.

3. низкое качество опробывания и испытание скв. Опробование проводят опробователями на каротажном кабеле или пластоиспытателями, спускаемыми на бурильных трубах в процессе бурения скв. При опробовании получают качественную хар-ку пласта, т.е. хар-р насыщения пласта и ориентировочно дебит. При испытании получают количественную хар-ку пласта и записывают КВД, что позволяет определить коэф продуктивности, гидропроводности, хар-ку состояния ПЗП, т.е. снижена проницаемость в ней или нет, что хар-ся показателем скин-эффекта. Испытания проводят в открытом стволе пластоиспытателями, когда изолируют интервал испытания пакером или в обсаженных скв после проведения перфорации, вызова притока и проведении гидродинамических исследований. В процессе проведения опробований и испытаний отбирают глубинные пробы для определения подсчетных параметров и показателей для составления проектов разработки (Гф, Рнас и др). на практике часто испытывают одновременно несколько пластов по этому трудности связаны с определением приточного интервала.

4. неудовлетворительной изученностью гидрогеологии и гидродинамики мест-я. Для этого проводят гидродинамические исследования в пределах залежи и в законтурной зоне, строят карты изобар, в доб-х скв на устье отбирают пробы нефти. Отбирают % воды для определения активности водонапорной системы и установления режима залежи. По этим исследованиям рекомендуют систему разработки с использованием Рпл или с ППД. Неудовлетворительное качество геол-х материалов может быть выявлено при утверждении запасов в ГКЗ когда рассматривают подсчет запасов и экспертное заключение. В случае отрицательного заключения может быть рекомендовано дополнительное бурение скв, увеличение отборов керна, глубинных проб, раздельного испытания продуктивных пластов для уточнения подсчетных параметров и показателей для составления проектов разработки. Для этого может быть рекомендовано опережающее бурение доб-х скв, в кот-х выполняется рекомендуемый комплекс работ.

2. Принципы нефтегеологического районирования провинций.

Нефтегеологическое районирование-это расчленение иссл-мой терр-ии на отдельные части по степени сходства и различия геотект-го строения и состава слагающих их формаций.

При проведении районирования необходимо учитывать след факторы:1. Региональную

тектонику и палеотектонику, особенности формирования слагающих регион геоструктурных элементов.2.Литолого-стратиграф. хар-ку разреза, фациальные усл.накопления осадков. 3.Гидрогеологич.усл. оцениваемого региона, расположение областей питания и разгрузки пластовых вод, их состав и напор.4. Геохимические условия региона, концентрация и состав содержащихся в них битумов, ОВ и тп..5.Н/г-районирование проводится не только пространственно но и в геолог. разрезе исслед.тер-ий.

Нефтегазоносный пояс – совокупность нефтегазоносных провинций в пределах той или иной системы складчатости, генетически связанных с её формированием.

Мегапровинция – обширная по площади и объёму осадочного выполнения территория, охватывающая целиком платформу или значительную её часть с прилегающими к ней краевыми прогибами, включающими несуолько принципиально близких по набору формаций и возрасту основных продуктивных комплексов провинций, в отдельных случаях только одну провинцию, обладающую крупными потенциальными ресурсами УВ.

Н/газовая провинция – значительная по размерам и стратиграфическому объёму осадочного выполнения обособленная территория, приуроченная к одной или группе смежных крупных геотектонических структур (антеклизе, синеклизе, авлакогену, впадине), обладающих сходными чертами геологического строения и развития, общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, близкими геохимическими, литолого-фациальными и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции УВ.

Н/г-носная область - ед-ца н/геол.районирования НГН провинции, чаще соотв-щая геол.объектам регионал.масштаба и объединяющая смежные НГ районы и зоны. НГО хар-ся общностью строения, усл-ми нг/образования , нг/накопления и истории геол.развития в течении вр.форм-ия осад.чехла.

Н/г район – ед-ца нефтегеол.районирования НГО. Разделение НГО на НГР осущ-ся покомплексно, т.е. с учетом особенностей геол.строения каждого нг. комплекса, входящего в состав разреза НГО.

Зона нефтегазонакопления - ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных в целом к единой группе генетически связанных между собой ловушек структурного или литолого-стратиграфического типов.

3. Внутреннее строение Земли.

Билет № 19.

1. Геолого-промысловые методы контроля за процессом разработки нефтяных и газовых залежей.

В общем виде ГПК – получение и обработка информации о хар-ре и динамике изменения условий добычи н, г, конденсата отдально по скв и по мест в целом. Мероприятия по контролю включают:

1. комплекс мероприятий для получения данных о геол строении эксплуатации объектов.

2. контроль за работой доб и нагн скв, характером изменения пластовых условий и выработкой запасов

Для достижения этого необходимо:

А) изучать геол строение объекта по керну, ГИС и картам разработки.

Б) осуществлять контроль за режимом работы доб и нагн скв, кот-й включает наблюдения за изменением дебитов, объемов закачки, газового фактора.

Так, например, на отдел участков, если повышенный газовый фактор – значит на этот участок не действует система ППД, а если в пробах нефти увел содержание парафинов и смол – это свидетельствует о продвижении в этом направлении пластовых или закачиваемых вод. Всю эту информацию получают по результатам промыслово-геофизических исследований.

3. промыслово-геофизические исследования для лкружения текущего положения контактов. Для этого проводят комплекс ГИС (термометрия, АК и радиоизотопные исследования). При этом можно учесть, что по мере уменьшения минерализации пласт вод достоверность этих методов снижается.

4. газо-гидродинамические исследования, для этого манометрами замеряют пласт давл и забойное давл, записывают термограммы, снижают индикаторные диаграммы и КВД. По обработке гидродинамических исследований определят коэф продуктивности, гидропроводности, радиус дренирования, состояние призабойной и удаленной зон пласта. В комплексе гидродинамических исследований также входят дебитометрия, расходометрия этими методами выявляют пласты, кот-е отдают нефти или газу или принимают воду. По данным дебитометрии определяют остаточную нефтенасыщенность пластов и остаточные запасы по мест. Данные этих методов также используют для увеличения профилей притока и приемистости, чтобы вырабатывался весь пласт, а нетолько высоко проницаемые прослои. Для увел профилей притока и приемистости проводят кислотные обработки, ГРП, дострелы и др.

5. гидропрослушивание определяют с помощью взаимодействие между скв, пластами, некоторыми участками. Это особенно важно чтобы исключить перетоки воды и уменьшение непроизводительных затрат. С помощью гидропрослушивания определяют наличие литологических и тектонических экранов. При их наличии может запланирована система заводнения.

6. отбор глубинных проб пластовых флюидов, для исследования изменения физико-химических свойств и для выяснения обводненности работающих интервалов. По результатам исследования глубинных проб строят карты обводненности и намечают мероприятия для исключения прорыва воды через площадь местр. Для контроля за текущей текущей нефтенасыщенностью часто проектируют оценочные скв в кот-х по керну определяют остаточную нефтенасыщенность пород. Для проведения геолого-промысловых исследований выбирают опорную сеть контрольных скв, кот-е равномерно распределены как по площади так и в законтурной зоне. В опорную сеть включают доб, нагн, пьезометрические и оценочные скв. Количество контрольных, наблюдательных скв зависят от неоднородности продукт-х пластов и могут составить до з0-35% от числа действующих скв, min число оценочных скв 2-5%.

2. Западно-Сибирская провинция. Тектоническое строение фундамента.

Это самая крупная провинция Р. Находится м/у двумя платф-ми: Сибирской и Восточно-Европейской. Представляет собой молодую платформу с трёхъярусным строением: гетерогенный фундамент, промежуточный доплитный комплекс, образованный осадочно-вулканогенными породами палеозойского триасового комплекса и платформенный плитный чехол мезокайнозойских, приемущественно юрских и меловых отложений.

З.С. приурочена к молодой платформе (синеклизе). Фундамент гетерогенный складчатый, т.е. имело место геосинклинальное развитие и на орогенной стадии образовались горы (фундамент всегда дислоцирован), далее проходила платформенная стадия.

Широко развиты рифтовые системы, представленные разветвлённой сетью грабен-рифтов, продолжавших развитие в мезозое-кайнозое, что в значительной степени повлияло на формирование структур в осадочном чехле.

Поверхность фундамента залегает на глубине 1000-2000 м в Приуралье, погружаясь к центру провинции и на север до 11-13 км.

Возраст фундамента – начало кембрия и более древний возраст (последнее это байкалиды). В З.С. возраст фундамента гетерогенный (разновозрастный). Вдоль Енисея – байкальская складчатость, на юге в районе Казахстана-каледонская складчатость, в центральной части область поздних герцинид, Западно-саянская область ранних каледонид. От кембрия до Перми включительно породы сильно дислоцорованы, прорваны значительными интрузиями кислого и основного состава.

Также выделяют промежуточный, параплатформенный этаж (Д, С, Р, Т- любой).

3. Физические поля Земли.

Электрическое поле Земли. Оно создается благодаря тому, что: ионосфера заряжена положительно, а литосфера имеет отрицательный заряд. В связи с тем, что ионосфера постоянно перемещается (ветрами, солнцем) в литосфере возникают постоянные и электрические токи силою до 2,5 А. Поскольку разные породы имеют разную электросопротивляемость и электропроводность можно, замеряя токи (между электродами) определять состав пород и даже особенности строения Земли. На этом основан электрокаротаж скважин.

Билет № 20.

1. Понятие об охвате пластов воздействием. Изучение влияния на степень охвата геологических и технологических факторов (обобщение данных потокометрии, закачки индикаторов, светопоглощения нефти и др.).

При разр-ке газ. и г/к м/р-ий вследствие большой подвижности газа коэф-т охвата разр-кой залежей близок к 1

При разр-ке неф-х м/р-ий особ-но при больших площадях нефтенос-ти высокой неодн-ти, повыш-ой вяз-ти коэф-т охвата разр-кой всегда <1

Исходя из этого для повышения эфф-ти разр-ки нефтяных м/р-ий проектируют ППД

При нагнетании в пласт воды если высокая прониц-ть прод-ых отл-ий или различ. газов, когда низкая прониц-ть способствуют увелич-ю коэф-та охвата разр-кой уч-ков м/р

Степень охвата пласта заводнением хар-ся коэф-том охвата вытеснением

К_охв=V_{охв.выт}/V_{общ.залежи}

Вследствие высокой неодн-ти прод-ых отл-ий вводят доп-но 2 коэф-та; коэф-т охвата по мощности h

К_охв.п=h_{охв.выт}/h_{нефт(общ нефтенос толщина пласта)}

Коэф-т охвата по площади

k_охвS=S_{охв.выт}/S_{общ.залежи(в пределах внеш контура нефтеносности)}

Все эти 3 коэф-та зав-ят от геол стр-ия пласта, от колл-ких св-в, прежде всего прониц-ти и от вяз-ти нефти

При размещении по площади ○ и ∆ скв-н учит-ют коэф-т подвижности

К_подв=К_пр/μ_н К_пр- к-т прониц-ти

Если Кподв <0.1, то влияние от ряда ∆-ых скв-н распр-ся на 1-1.5 км по обе стороны

Если Кподв >0.1, то влияние от ряда ∆-ых скв-н распр-ся на 4-5 км по обе стороны от линии разрезания

Размещение ○ и ∆ скв-н без учета неодн-ти увелич-ет кол-во и размеры уч-ков не испытавших влияние закачки. Это м.б. связано с наличием лит-их и тект-их экранов

Одним из показателей влияния закачки явл-ся отн-ие V закач-мой воды к V доб-щей жид-ти он должен быть =1

Это свидет-ет что уч-к эф-но охвачен вытес-ием

Если этот показатель <1, то удаленная от линии нагнетания ○ скв-ны недост-но испыт-ют влияние закачки. В этих случаях выявляют причины недос-ного охвата выт-ием и м.б. пробурены доп-ые разрезающие ряды ∆скв-н на этих уч-ках.

Для выявления пластов принимающих воду применяются методы:

Метод р/а-ых изотопов

Для этого в закач-мую воду добавляют р/а изотопы, чаще тритий

При закачке воды в пласт часть р/а вещ-ва адсорбируется на пороге инт-ла принимающего воду

В рез-тате этого на диаграммах ГК до и после закачки воды инт-лы, к-рые принимают воду будут хар-ся повыш-ой р/а

Метод повыш-ой потокометрии

Основан на исп-нии расходомеров, к-рые пред-ют собой датчики турбинного типа

Скорость вращения турбины прямо проп-на V закач-мой воды в инт-лах продук-го пласта

При закачке воды расходомер поднимают в инт-ле прод-го пласта и регист-ют V закачки

По этим данным строят профили прием-ти

Согласно профилю прием-ти осн-ой V закачки прих-ся на сред-ю часть прод-го пласта, а в кров-ой и подош-ой частях прием-ть хар-ся низкими показателями

По рез-там этих иссл-ий выравнивают профиль прием-ти, чтобы выработался весь пласт, а не отд-ые высокопрониц-ые прослои

В этом примере целесообразно в кров-ой части провести соляно-кислотную обработку, увеличение плотности пер-ции или ГРП, а в подош-ой части из-за близости подош-ой воды эти работы проводить нецелесоб-но

Метод термокондуктивной потокометрии

Основан на зав-ти темп-ры датчика от скорости проходящего потока жид-ти при закачке воды в пласт

Рез-таты также представляются в виде кривых, хар-щих профиль притока против продук-го разреза скв-ны

Термометрический метод

Для этого проводят замер t в прод-ой части разреза как в ○ так и ∆ скв-нах

Темп-ная кривая в ∆ скв-ах приобретает вид почти вертик-ой линии, а после закачки воды инт-лы, к-рые принимают воду длит-ное время хар-ся пониж-ой t

В ○ скв-х когда ЭО представлен неск-кими пластами t-ая кривая против этих пластов изм-ся скачкообразно

Фотоколориметрия

Основан на опр-нии коэф-та светопоглощения, к-рый зав-т от наличия в нефтях окрашивающих вещ-в, т.е. смол, асфальтенов, парафинов

Сод-ие этих вещ-в увелич-ся от свода и крыльям стр-ры и от кровли к подошве пласта

Для контроля за разр-кой регулярно отбирают пробы нефти и опр-ют к-т светопог-ния. По этим данным строят карты на различ. даты

Увеличения коэф-та светопог-ия при сравн-ии карт свид-ет о продвижении воды в этом направлении

Методика комплексного обобщения охвата пласта заводнением

Обощ-ие проводят в след.послед-ти:

Обоб-ют данные о строении объекта разр-ки, для этого строят карты хар-щие мезо- и макронеодн-ть прод-го пласта, карты распр-ния кол-ров различ.типов и карты зон слияния пластов в монолит

Обоб-ют данные о работе ○ и ∆ скв-н, для этого выд-ют в скв-ах работающие и нераб-щие толщины, дебиты доб-щих и прием-ть ∆ скв-н

Инф-цию о работе каждого пласта в ○ и ∆ скв-х наносят на карту распр-ния кол-ров

На основе анализа всей инф-ции выд-ся зоны охвач-ные и неохв-ые процессом вытеснения. После этого сост-ют карту охвата каждого пласта вытес-ем

Для построения этой карты исп-ют данные:

Соотн-ие объемов закач-мой воды и доб-мой жид-ти

Динамику Pпл, Pзаб по фонду скв-н опорной сети

Закономерн-ти изменения дебитов и обводненности скв-н

Закономер-ти изм-ия Гф во времени

При анализе соотн-ия объемов закачки и объема жид-ти на карту распр-ния кол-ров возле ∆ скв-н указ-ют суммарные объемы закачек, а в ○ скв-х сумм-ые отборы жид-ти

Если соот-ие этих кол-ров <1, то след-но этот уч-к недост-но охвачен вытес-ем

По рез-там Pпл и Pзаб регулярно строят карты изобар, обычно раз в квартал, а на нач-ой стадии внедрения ППД чаще

По карте изобар выявляют уч-ки, к-рые активно или слабо охв-ны вытес-ем закач-мой водой

На уч-ках с акт-ым возд-ием Pпл будет изм-ся незнач-но

Недост-но охвач-ным возд-ием будет происх-ть сниж-е Pпл во времени

А на уч-ках, к-рые не испыт-ют возд-ие Pпл будет резко сниж-ся

По этим картам можно выявить наличие лит-х и тект-х экранов

Об актив-ти действия сист.ППД делают выводы на основе анализов дебитов скв-н

Если закач-ая вода интенс-но возд-ет на уч-к, то дебиты ○ св-н будут стабильно высокими, а Pпл изм-ся незнач-но

Пониж-е дебитов несоотв-щих прод-ти пласта свид-ет закач-мой воды

Низкие дебиты и резкое сниж-е Pпл свид-ет что уч-к вне зоны возд-ия

Рост Гф на уч-ках м/р-ия указ-ет что эти уч-ки недост-но охв-ны вытес-ем. Это приводит к сниж-ю Pпл, а когда Pпл<Pнас, то в пласте появл-ся свобод.газ и Гф возрастают. Сл-но на этот уч-к не действует закач-мая вода

Для анализа регулярно строят карты изменения Гф

Низкая прием-ть ∆ скв-н также может свидет-ть что на нек-рых уч-ках недост-но действует система завод-ия

Для увелич-ия прием-ти проводят кислотные обработки принимающих инт-лов, увелич-ют плотность пер-ции и давления нагнетания

Комплексный анализ всех этих данных нанесенных на карту распр-ия кол-ров позв-ет дост-но надежно выд-ять границы зон, охвач-ых вытес-ем, а в ряде случаев дифференцировать эти зоны по степени

На основе анализа данных этой карты м.б. выд-ны 3 группы зон:

Зоны с дост-ным или акт-ым процессом вытес-ия, в пределах к-рых работа всех скв-н хар-ся высокими устойчивыми дебитами соот-щим прод-ти пласта

Зоны с недост-ым или ослабленным проц-ом выт-ия, что приводит к сниж-ю Pпл и пониж-ым дебитам скв-н, несоотв-щим прод-ти пласта

Зоны не охв-ные проц-ом вытес-ия нефтью водой, в пределах к-рых влияние закачки не наблюд-ся и происх-т резкое сниж-е P.

2. Западно-Сибирская провинция. Строение разреза осадочного чехла. Условия осадконакопления. Коллекторы и экраны в разрезе.

В осадочном чехле присутствуют структуры трёх порядков:

1 - своды (Сургутский, Нижневартовский, Красноленинский), мегавалы (Александровский), мегавпадины

2 - куполовидные поднятия, валы, впадины, котловины

3 – локальные поднятия

Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются стратиграфические и литологические.

В осадочном чехле выделяются две однородные глинистые региональные покрышки: верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая. Они экранируют два нефтегазоносых комплекса: юрский и меловой.

Осадочный чехол сложен: T, J, K, P, N, Q.

Т представлен томпейской серией – это морские осадки с Триасовой фауной – перспективны, но их нефтеносность не доказана ввиду больших глубин.

J в З.С. имеет три отдела. Все отделы сложены терригенными отллжениями (песчаник, глина, алевролиты), встречаются прослои плотников (карбонат.цемент). Песч-к с/з, иногда м/з, пор-ть 15-30%,пр-ть 100мД.

J1 распространена повсеместно (В центральной части ЗС нижняя Юра-пласты J10, J11) Горелая, Котухтинская, Худосейская, Шеркалинская свиты.

Постепенно трансгрессирует и расширяется.

Месторождения: Талинское, Верхнеколик-Еганское.

J2 сложена отложениями тюменской свиты (флиш), занимает почти всю территорию, по бокам выклинивается. В центральной части пласт J2 базальный позднеюрской трансгрессии.

Плотность низкая 12-14%, дебиты низкие 3-5 т/сут.

Накапливался в мелководной обстановке.

Выделяется в объемах 7-ми свит:

Малышевская(песч)|

Леонтьевская(глин)| = Тюменская

Вымская (песч)|

Лайденская (глина)|

Джанготская (песч)| Катухтинская

Левинская (глина)| = Ягельная

Зимняя (песч) | Береговая

J3 Песчаник выклинивается по восточному склону Медвежьего мегавала, западному склону Сургутского свода.

В зоне выклинивания толщина 10 м, на востоке толщина увеличивается и расщепляется на пропластки. На Востоке присутствует Сиговская свита с 7-ю нефтеносными пропластками.

Вогулкинская толща – это склоновая формация. Она развита в районе развития палеоостровов в позднеюрское время.

Пласт J0 Баженовская свита сложена битуминозными глинами. Её продуктивные участки локализованы в центральных районах мегапровинции в районе Ямала. Ресурсы нефти Бажена условно оцениваются в объёме около 9% общего нефтяного потенциала ЗС.

К1 – выделяются н/г-носные комплексы:

Ачимовский комплекс, залегает в основании (берриас-волонж. возраст) широко распространён в центральных и северных районах. Имеет косослоистое строение, последовательно выклинивается к западу. С ачимовским комплексом связаны крупные залежи нефти, газа и конденсата (Уренгойское). Доля комплекса в ресурсах нефти ЗС 9%, газа 5%.

Неокомский комплекс распространён на большей части мегапровинции. С комплексом связаны крупнейшие залежи Самотлора, Мамонтовского, Фёдоровского, варьёганского. В сев части крупные газовые месторождения Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское. Здесь больше развиты ловушки структурного типа. В основании комплекса толща БС16-22. Далее пласты группы Б: Б1-Б21, группы А: А1-А12.

Аптский НГК имеет наименьшую площади распространеия, в основном распространён в северных и северо-западных районах. Представлен песчаниками, перекрыт толщей глин. Преимущественно газоносный комплекс, основные ресурсы на Ямале.

Продуктивна Викуловская свита ВК_1-3, а на Ямале ТП_1-13 Танапчинская свита.

К2 – глинистая толща с прослоями опок. Коллектора все поровые, пористость – 12-26%. Сеноманский НГК (ПК_1-6) – связаны все гигантскими залежами газа на севере З.С.

Покрышки – глинистые тела, пачки Тогурская (над платом Ю11), Радомская (-Ю10), Васюганские глины (- Ю2). Бажен свита - и кол-ра, и покрышка. Чеускинская пачка ( над Б10), Сармановская (-Б8), Пимская (-Б1), Кошайская (АВ1), Ханты-Мансийские глины (АК и ТП), Туронские глины (кузнецовская св (ПК1-6)).

3. Методы определения возраста горных пород. Геохронологическая таблица. Местная, региональная и общая стратиграфическая шкалы.

Билет № 21.

1. Геолого-промысловое обоснование мероприятий по регулированию процесса разработки и повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.

Разработка регулируется в основном с помощью гидродинамических методов.

По результатам геологопромыслового анализа разработки намечаются и осуществляются различные геолого-технологические мероприятия, направленные на интенсификацию нефтегазодобычи из скважин, улучшение состояния продукции, увеличение охвата объекта разработкой в целом, повышение коэффициента нефтеотдачи.

К мероприятиям по интенсификации нефтегазодобычи из скважин относятся различные способы физико-химического воздействия на призабойную зону пласта в добывающих скважинах (термохимические обработки, гидроразрыв, обработка ПАВ и другими реагентами), форсирование отборов жидкости.

Мероприятия по улучшению состояния продукции - это в основном изоляционные работы по борьбе с преждевременным обводнением, загазовыванием скважин, регулирование закачки и отбора жидкости, газа для борьбы с обводнением, дегазацией нефти, выносом твердых частиц (разрушением призабойной зоны), гидрато-образованием и т. п.

К мероприятиям по увеличению охвата пласта разработкой относятся: ввод новых добывающих (нагнетательных) скважин, подключение в разработку ранее неперфорированных интервалов разреза,

увеличение перепадов давления между нагнетательными и добывающими скважинами, переход на импульсный (циклический) режим нагнетания, регулирование профилей приемистости и притока (изменение репрессий и депрессий на пласт, обработка его химическими реагентами и др.).

Эффективность мероприятий по улучшению состояния продукции оценивается по тому, как изменились обводненность продукции, газовый фактор, дебит нефти и газа. При этом, если уменьшение обводненности и газового фактора не привело к уменьшению дебита нефти и коэффициента продуктивности по нефти, можно говорить о положительном эффекте того или иного мероприятия.

Увеличение охвата пласта разработкой вводом новых добывающих скважин оценивается по приросту добычи нефти, газа и величине коэффициента нефтегазоотдачи, полученной в этих скважинах.

Если рассмотренных выше мероприятий по регулированию разработки нефтяных залежей недостаточно для существенного улучшения ее состояния, может возникнуть необходимость применения новых методов воздействия на пласт.

К новым методам воздействия на пласт для интенсификации его разработки и повышения коэффициента нефтеотдачи относятся:

термические (закачка горячей воды, пара, создание внутрипластового очага горения);

химические (закачка воды обработанной различными химическими реагентами, улучшающими вытеснение нефти),

закачка газа под высоким давлением (углеводородные газы, СО2 и др.).

Наиболее распространенный ныне метод повышения коэффициента конденсатоотдачи — обратная закачка добываемого газа в пласт для поддержания пластового давления на уровне, обеспечивающем максимальное извлечение конденсата.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относятся.

1. изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласт веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. общее и главным образом поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. увеличение давления нагнетания в скважину, вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания или снижение давления насыщения, что приводит к использованию запаса энергии растворенного газа.

4. изменение направления фильтрационных потоков в неоднородных пластах, что приводит к вытеснению нефти из тупиковых зон и полулинз. В однородных пластах изменение фильтрационных потоков, особенно вблизи нейтральных линий тока, ведет к увеличению градиентов давления.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождений, относятся следующие.

1. очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт агентов через специально пробуренные нагнетательные скважины.

2. уплотнение сетки скважин при квадратно-равномерной схеме их расстановки с целью интенсификации разработки остаточных запасов.

3. установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного разукрупнения объектов разработки.

4. форсированный отбор жидкости.

2. . Западно-Сибирская провинция. Нефтегеологическое районирование и закономерности размещения залежей в разных нефтегазоносных областях. Перспективы дальнейших поисков нефти и газа.

Перспективны байкалиды: фундамент €. Перспективна Уральская область MZ отложения. Также PZ отложения (скважина Ленок вскрыла кембрийские отложения с выпотами нефти). В ЗС перспективны Триасовые отложения, но не доказана их нефтеносность ввиду больших глубин.

В З.С. выявлены залежи Н и Г, в J и K . В ЗС НГП 12 н/г-носных областей: Распр-ие их позволяет делать районирование.

1. Карская область. Большое количество выявленных поднятий. Продуктивны: сеноман, ианапчинская свита, скважины до 2500 км (до середины танопчинской свиты), неоком еще не вскрыт.

2. Ямальская (крайний северо-запад) – Преимущественно газоносна (21% ресурсов газа ЗС). Основные запасы газа приурочены к сеноману и апту. Газ совместно с нефтью открыты в неокоме и юре. На Новопортовском месторождении установлена нефтегазоносность доюрских отложений. Есть прибрежно-морские месторождения – Харасовейское. Месторождения: Бованенковское.

3. Гыданская - на Гдан п/о. Нефтегазоносным является весь юрско-меловой разрез. Ресурсы газа в аптском, неокомском, нижнее-среднеюрском комплексах. Нефти в неокомском и нижнее-среднеюрском комплексах.

4. Усть-Енисейская. От Р до Q, очень мощный терригенный триас, нефтегазоносность связана с неокомом.

5. Пуртазовская (северо-восток) – Нефтегазоносны отложения юры и мела. Месторождения связаны в основном с антиклинальными структурами. Доля ресурсов УВ 16% от ЗС. Месторождения: Русское, ВКЕ.

6. Надым-Пурская (центр) - Самая газовая (62% ресурсов в сеномане). Нефтегазоносность установлена в пяти комплексах Юры и Мела. Месторождения – Ямбург, Уренгой, Медвежье (метановый сухой газ). В НГО 47% газовых и 16% нефтяных ресурсов ЗС.

7. Фроловская – В основном нефть, приуроченная к нижнее-среднеюрскому, неокомскому, баженовскому, аптскому комплексам. Месторождения связаны с антиклинальными и комбинированными ловушками, осложняющими Красноленинский свод (Красноленинское, Таллиннское). На востоке выклинивание пластов группы А и Б (неоком). Содержит 6% ресурсов НГМП.

8. Приуральская (западная граница НГМП), промышленно нефтегазоносны нижне-среднеюрский и васюганский комплексы, подчинённое значение имеют неокомский и палеозойский комплексы. Открыты мелкие и средние по запасам месторождения, связанные с комбинированными и литологическими ловушками. Ловушки выклинивающегося типа. С нее начиналось изучение ЗС, получена первая нефть (на Березовском мест-ии). Потенциальные ресурсы менее 1% ресурсов мегапровинции.

9. Среднеобская (север) – Самая нефтяная (44% потенциала НГМП). занимает территорию Сургутского и Нижневартовского сводов. Нефтеносность охватывает почти все продуктивные комплексы в юрском и меловом разрезе ЗС, но половина ресурсов сконцентрирована в неокомском комплексе. Это Самотлорское, Фёдоровское, Мамонтовское, Салымское месторождения. Основные месторождения – многопластовые, залежи контролируются антиклинальными, литологическими и комбинированными структурно-литологическими ловушками на крупных сводах: Сургутском, Нижневартовском, Салымском.

10. Каймысовская (южная часть), Нефтегазоносность охватывает все комплексы, кроме аптского, но основная часть ресурсов нефти сконцентрирована в нижнее-среднеюрском и васюганском комплексах, газа – в васюганском. Ловушки антиклинального и комбинированного типов. Мало месторождений, т.к.от сюда шел транзит терригенного материала (источник сноса близко). На НГО приходится 2.3% ресурсов мегапровинции.

11. Васюганская (юго-восточная часть), Месторождения открыты в основном в пределах поднятий. В сумме ресцрсов преобладает нефть, приуроченная в основном к васюганскому комплексу. Ресурсы составляют 1.5% от потенциала мегапровинции.

12. Пайдугинская (крайний юго-восток) – неоком будет неперспективен, юра малоперспективна, будущее - РZ.

3. Фация и фациальный анализ.

Фация – это физико-географическая обстановка, в которой сформировалась та или иная порода. Но чаще фация – это горная порода со всеми присущими ей признаками, сформировавшаяся в определенной обстановке. Фациальный анализ включает в себя таким образом литологический и биономический (палеонтологический) анализ. Фациальный анализ проводится для одновозрастных отложений (слоя) с целью реконструкции условий формирования этих отложений.По изменению признаков слои разбиваются на фации.

При ф.а. в одновозрастном слое выделяются отдельные ареалы (области) пород с одинаковыми признаками. Изменение какого-либо признака позволяет выделять несколько фаций.

Затем, используя аналитический метод, т.е. исходя из современных условий осадконакопления и распределения организмов, делается заключение об условиях формирования данного слоя.

Билет № 22.

1. Геолого-промысловые методы планирования добычи нефти и газа.

Планирование добычи нефти и газа базируется на наличии месторождений и перспективных площадей с разной степенью геологической изученности. При планировании учитываются извлекаемые запасы.Различают два вида планирования: текущее (на год, квартал, месяц) и перспективное (на пятилетку и на более длительные периоды).

Текущее планирование осуществляется в целях уточнения заданий пятилетнего плана на текущий год (квартал, месяц) исходя из дополнительной информации, полученной в ходе реализации пятилетнего плана. Текущее планирование добычи нефти и газа базируется на запасах разрабатываемых и подготовленных к разработке месторождений (эксплуатационных объектов).

Плановую добычу рассчитывают по каждому эксплуатационному объекту раздельно, затем результаты суммируют. Таким образом, основные показатели текущего плана устанавливают в соответствии с проектом разработки.

Если при реализации проекта разработки наблюдается значительное (и длительное) отклонение фактических показателей разработки от проектных, необходимо установить причины этого и на этой основе составить и утвердить новый проект разработки (доразработки). Новый проект разработки ляжет в основу планирования на последующие сроки.

Перспективное планирование определяет перспективы развития нефтегазодобывающей промышленности на 10 и более лет.

Геологическое обоснование перспективного плана на 10, 15 лет и более содержит следующие показатели: Состояние фондов, находящихся в разработке (запасы объектов, размеры площадей, средние дебиты скважин и др.), Состояние разведанных фондов (объектов, мощностей), подготовленных к разработке (число объектов, запасы), Характеристика площадей, где ведутся разведочные работы (состояние разведки), Состояние геологопоисковых и геофизических работ по отдельным площадям

В плане должны быть предусмотрены усовершенствование и создание новых методов геофизических, геологических, гидрогеологических, геохимических исследований для повышения эффективности поисково-разведочных работ.

Перспективные планы обычно бывают пятилетними и долгосрочными. Пятилетний план базируется на детальных технико-экономических расчетах. Долгосрочное планирование определяет основные направления развития отрасли и научно-технического прогресса и ориентировочные размеры необходимых капитальных вложений. При прогнозе прироста запасов, планировании нефтегазодобычи выделяют следующие категории месторождений: разрабатываемые; открытые, но не введенные в разработку; которые еще не открыты, но в соответствии с прогнозом должны быть открыты и введены в разработку в планируемый период.

По разрабатываемым месторождениям добычи нефти и газа бурение скважин и другие работы планируют в соответствии с проектами, генеральными схемами

разработки. Среди месторождений объектов открытых, но не введенных в разработку, различают две категории:

1.подготовленные к разработке; планирование ведется в соответствии с утвержденными технологическими схемами;

2.открытые, но не достаточно разведанные для проектирования разработки; показатели разработки планируются по аналогии с близкими по геологическому строению разрабатываемыми месторождениями

2. Краткая характеристика основных нефтегазоносных провинций России (Волго-Уральская, Прикаспийская, Тимано-Печерская, Лено-Тунгусская, Охотоморская).

Волго-Уральская

Расположена на древней Восточно-европейской платформе. Разрез от Девона до Q. Границы на востоке – предуральский передовой прогиб, на юге – склон прикаспийской впадины, на западе – Сысольский свод, на севере – Тиманский кряж. Она вытянута в субмеридиональном направлении. Разрез опесчанивается с севера на юг. Поверхность кристаллического фундамента, имеющего архейско- протерозойский возраст, залегает на глубине 1.5-2 км. Осадочный чехол сложен породами верхнего протерозоя и фанерозоя. Максимальная мощность территории провинции 6 км.

Тектоника: Татарский, Башкирский, Жигулёвский и др. своды.

6 нефтегазоносных комплексов:

Д2-Д3 6 продуктивных пластов;

Д3-С1 турней до 12 продуктивных пластов;

С1 нормюр до 10 продуктивных пластов;

С2 до 11 продуктивных пластов;

С3-Р1 (рифоген.постройки);

Р2 – 2 пласта.

Месторождения: Ромашкинское

Прикаспийская провинция

Расположена на юго-востоке Восточно-Европейской платформы, приурочена к прикаспийской мегасинеклизе, образованной под воздействием соляной тектоники. Образовалась на стыке Урало-Тяньшанской и Скифской платформ.

На востоке ограничена Предуральским передовым прогибом.

Подсолевые отложения, которые являются основным объектом нефтегазодобычи, залегают на больших глубинах и слабо изучены бурением.

Фундамент докембрийский гетерогенный Архейско-протерозойского возраста. Осадочный чехол разделён на четыре структурных этажа: палеозойский (подсолевой), кунгурский (соленосный), верхнее пермско-палеогеновый (надсолевой) и неогеновый.

Выделено 8 нгк с D2-K1.

Месторождения: Астраханское, Карачаганагское

Тимано-Печерская провинция

Расположена на Северо-востоке Восточно-Европейской платформы.

Приурочена к Печорской синеклизе и шельфу Печорского моря.

Фундамент байкальский. PZ-MZ чехол.

С востока провинция ограничена Предуральским передовым прогибом, с запада – Тиманским кряжем, с севера-акваторией Баренцева моря.

На байкальском фундаменте залегают Кембрий-ордовикские отложения, на них с перерывом залегают Силурские, на них также с перерывом среднедевонские.Нижняя половина чехла от Ордовика до Перми – карбонатная, верхняя карбонатно-терригенная.

На территории присутствуют крупные тектонические элементы разного порядка н-р Тиманская гряда.

Выделено 8 НГК с ордовика до триаса. Ловушкив основном неантиклинального типа, а также связанные с органогенными постройками.

Месторождения: Яригское (с уд весом нефти 0.98, добывается шахтным способом)

Лено-Тунгусская

Приурочена к Сибирской платформе

Фундамент сложен породами Архейского возраста. В фундаменте выделяются разновозрастные щиты Алданский и Анабарский.

Вулканогенно-осадочный чехол сформирован в верхнепротерозойское и фанерозойское время. Он представлен чередованием терригенных, карбонатных и соленосных отложений, осложнённых интрузиями траппов.

Выделено три НГК: Рифейский (тер-карб), вендский (тер-песч) и Кембрийский (карб) Верхнечонское м-е.

Охотоморская

Расположена в акватории Охотского моря и на Сахалине. Самая большая по площади. В центральной части провинции находится Охотский серединный массив.

Фундамент провинции гетерогенен.

Осадочный чехол представлен терригенными и вулканогенно-осадочными образованиями позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов. В пределах Камчатской и Хоккайдо-Сахалинской кайнозойских складчатых систем осадочные образования сконцентрированы в основном в отрицательных структурах.

Продуктивны в основном отложения неогена.

Для провинции характерно периферийное размещение основных осадочных бассейнов.

На сахалине основной объект поисково-разведочных работ Уйнинско-Дагинский НГК.

Месторождения: Лунское море, Чайво море.

3. Учение о тектонике литосферных плит.

Литосфера – земная кора и часть верхней мантии до астеносферы. Литосфера разбита глубинными разломами на плиты, в рельефе глубинные разломы представлены глубоководными желобами и рифтовыми долинами. Плиты движутся, поскольку в мантии существуют круговые (конвекционные течения).

В слое Д2 (самая нижняя мантия) вещество естественным образом распадается, железо уходит в ядро, облегченное вещество выталкивается вверх, возникают радиальные течения. В астеносфере радиальное движение трансформируется (переходит) в горизонтальное и идет растяжение и, следовательно, происходит разлом, затем происходит возгон из астеносферы наиболее легких выплавок – базальтов.

Билет № 23.

1. Понятие о статических и динамических моделях нефтяных и газовых залежей.

Перед вводом в разработку мест-й залежи вначале рассматривают в статич состоянии, как сложную природную систему, незатронутую процессом разр-ки. Основной объем информации получают на стадии разведочных работ в соответствии с реализацией проекта разведки по мест-ю.

Для обоснования статич модели опред-ют основные элементы природной системы мест-й, т.е.:

1.Форму природного резервуара, внутр строение продуктивных пластов с учетом геологич неоднородности.

2.Хар-ку насыщающих пластовую систему флюидов, их состав и св-ва и зависимость этих св-в от давления и температуры

3. Термобарич хар-ку залежей для обоснования природного режима.

1. При определении формы залежей основными данными служат материалы ГИС, результаты опробования пластов и данные детальной сейсморазведки. На основании этих материалов опред-ют кровлю и подошву пластов, линии выклинивания, замещения , размыва продуктивных отложений, положения контактов. Внутр строение прод-х пластов изучают по результатам лаб-х исслед-й керна, данных ГИС, литолого-петрографических исслед-й, гидродинамическими методами, при этом важную роль отводят детальным корреляцием для учета всех прослоев при подсчете всех запасов и обосновании эксплутационных объектов.

2. Св-ва пласт-х флюидов изучают по глубинным и поверх-м пробам и зависимость их св-в от давления и температуры. Это необходимо знать, чтобы предвидеть как будут изменяться св-ва в процессе разр-ки мест-й.

3. Термобарич хар-ки залежей опред-т прямыми замерами давления и температуры. Причем замеры проводят по равномерной сетке залежей, кот охватывают не только залежи, но и законтурную зону. Это необходимо для обоснования режима залежей.

Статич модель залежей устанавливается при подготовке мест-й к разр-ке. По этой модели создается целостное представление о залежи и взаимосвязь отдельных элементов системы.

После разведочных работ статич модедь залежей уточняют на основании информации, полученной по данным экспл-и скв-н и тогда залежь начинают рассматривать в динамич состоянии. Дин. состояние залежей определяют геологич и технич компоненты.

Технич компоненту сост систему разр-ки мест-й. Различают 2 системы разр-ки:

На природном режиме, основными элементами котеделенным обра явл-ся доб-е скв-ны, опзом размещенные на площади и оборудованные средствами для создания депрессий на забое и подъема газа или жидкости на поверхность.

Системы доб-х скв-н зависят от неоднородности прод-х отложений.

Когда разр-ку производят с ППД.

Основными элементами этой системы явл-ся:

а) совокупность доб-х и нагнетательных скв-н и их размещение на площади мест-я.

б) вид воздействия, кот зависит от прониц-ти пород. Если прониц-ть высокая, то в системе ППД применяют воду. Если проницаемость низкая, то применяют газ или водогазовоздействие. В качестве газов могут использовать попутный газ или газ, кот хорошо растворяется в нефти (углекислый газ, азот и др.).

в) оборудование, кот обеспечивает перепад давлений и подъем жидкости на поверхность.

При обосновании моделей залежи учитывают взаимод-е технич и геологич компонент. Так под воздействием технич компоненты меняется форма залежи, хар-р насыщения прод-х пластов , состояние пластового давления. Технич компонента также в процессе разр-ки претерпевает изменения, т.к. изменяется фонд доб-х скв-н, дебит, обводненность, способ эксплуатации скв-н. Изменение состояния геолого-технич комплекса связано с выработкой запасов, обводнений прод-х пластов пластами и закачиваемыми водами, изменением давления и температуры.

Исходя из этого при обосновании дин модели залежи изучают процессы, протекающие в прод-х пластах и поэтому дин модель залежи могут изображать в 2-х видах:

а) проектную и б) фактическую (адекватную).

Проектную дин модель составляют на стадии проектирования и отражают в проектных документах, путем описания технико-экономич показателей разр-ки, кот включают обоснование дебитов скв-н, уровня годовой добычи, объемов закачки, фонда скв-н, обводненность продукции и др. показатели. При этом составляют несколько вариантов, кот могут отличаться расположением и формой сетки доб скв-н, расстояниями между скв-ми, уровнями годовой добычи, объемами закач-й воды, видом воздействия, обводненностью продукции.

На основе технико-экономич расчетов (ТЭО) выбирают наиболее эффективные варианты.

Поскольку проектные документы создаются, когда залежь еще недостаточно разбурена доб скв-ми, детально не изучено геологич строение мест-я, неоднородность прод-х отложений, то почти по всем мест-м отличается несоответствие проектных и фактич показателей разр-ки.

Поэтому регулярно создают фактич или адекватную дин модель. При ее обосновании использ-ют:

Графич построения, такие как детальные геологич профили, карты остаточных нефтенасыщенных толщин, карты изобар, карты продвижения контуров нефтеносности и текущего положения контактов, карты обводненности. Сравнение этих карт во времени позволяет определить напр-е и скорость продвижения во времени пласт-х и закачиваемых вод, объем остаточ запасов, состояние пластового давления, а также эф-ть системы ППД. Участки, на кот действует система ППД будет хар-ся стабильно высокими давлениями и стабильными отборами жидкости.

Часть геолого-промысловых параметров хар-ся абсолютными значениями. Это добычи нефти, газа, жидкости за определенный период. Многие параметры удобнее отражать в виде средних значений, как например, ср дебит по скв, ср пластовое давление, ср обводненность продукции, ср приемистость скв-н нагнетательных. Состояние геолого-технологического комплекса часто хар-ют интегральными показателями, т.е. изменения накопленной добычи нефти, накопл-х объемов закачки воды, накопленных объемов закачки попутной воды. Для наглядности строят графики изменения динамики абс-х и ср значений во времени. В рез-те комплексной обработки всех этих материалов уточняются и периодически опред-ся адекватная или фактич модель залежи. В этой модели должны быть отражены режим залежи, остаточные запасы, их величина и размещение, распределение пластового давления по залежи, охват залежи заводнением.ю хар-р продвижения контура нефтеносности, взаимод-я отдельных уч-в мест-я. Последнее необходимо выделить недостаточно охваченные разработкой уч-ки и в послед-м изменить систему заводнения.

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. Тектоническое районирование России.

Принцип районирования – это возраст последней складчатости. Согласно ему в России выделяют:

1.Карелиды - область докембрийской складчатости: Вост.-Европ. платформа, Сибирская платформа.

2.Байкалиды: Тимано – Печорская обл., Восточные Саяны, Енисейский кряж, Туруханское поднятие. Фундамент сложен AR и всем протерозоем (РR2).

3.Каледониды – образованы в нижнем Pz (Pz1 – кембрий, ордовик, S): Алтай – Саянская область.

4.Герциниды – образ. в позднем Pz2 (Д,С,Р): Урало – Сибирская обл. (Урал, З-С плита), Таймыр, Монголо – Охотская обл., Скифская плита.

5.Мезозоиды – образованы в Мz: Верхояно – Чукотская, Дальневосточная (Сихоте - Алинская).

6.Альпиды: Кавказ, Сахалин, Курилы.

7.Область современной слкадчатости: Восточно – Азиатская обл. (Камчатка, Сахалин, Курилы).

Каледониды и герциниды - это молодые платформы, мезозоиды и альпиды – орогены,

горные страны, корелиды и байкалиды – древние платформы.

Билет № 24.

1. Классификация запасов углеводородного сырья.

П.з. имеет большое практ-е значение, т.к. от него зависит развитие геолого-развед-х работ в регионе, выбор и обоснование сист разработки мест, планир-е добычи н,г, к на все годы разработки, обоснование конечных коэф нефте и газоотдачи пластов. Размеры запасов опред-т объем капитальных вложений на строит-во и обустройство промыслов, н-г-проводов, жилых поселков и городов. Объем способствует развитию нефтехими-й и газопромышлен-ти в регионе. Пз производят специалисты геол отделов УБР, НГДУ, партии и экспецидиции по пз,, а также проектных инститотов. Запасы проверяются и утверждаются в гос-м комитете по запасам (ГКЗ) при совете министров РФ. А предварительные запасы проходят экспертную оценку сторонними организациями перед защитой и утверждением в ГКЗ.

Запасы подразделяются на 2 группы:

1. Балансовые запасы, те з-сы разработка к-х в наст время рентабельна;

2. Забалансовые з-сы, кот. в наст время не рентабильны, но они могут разрабатываться в будущем когда появится новая техника и оборудование.

В группе балан-х з-сов выделяют извлекаемые з-сы, к-е составляют часть б.з к-е можно извлечь при современном развитии техники, технологий и опята работников. - коэф нефтеотдачи.

По степени изученности и обоснованности подразделяются запасы на 4 группы:

1. Разведочные з-сы – это категории А, В, С

2. Предварительно-оценочные – категория С₂

3. перспективные ресурсы – категория С₃

4. прогнозные ресурсы – категория D₁, D₂

З-сы подсчитываются, когда получают промыш-е притоки н и г, а ресурсы, когда притоки еще не получены.

Категория А - хар-т з-сы изученные с детальностью, обеспечивающий полное опред-е размера, типа и формы залежей, эф-х нефтегазонасыщ-х толщин, хар-ку коллек-х св-в, нефтегазоносность пород прод. пластов, состав и св-ва н-г-конденсата, а также основных особенностей залежей необходимых для обоснования сист разработки, т.е. природ-е режим залежи, состояние пласт давл, газ-е факторы, коэф продуктивности, неоднородность прод-х пластов. З-сы кат. А опред-т по данным реализации проекта разработки.

Категория В – хар-т з-сы залежи по к-м получены промыш притоки н и г, на различных гипсометрических отметках и определены все параметры необход-е для составления проекта разработки. З-сы кат В опред-ют при реализации технологической схемы, в процессе к-й уточняют выделение эксплутац-х обьектов, обосновывают сист разработки, сист поддержания пласт давл, уровня годовой добычи, а также могут проводить опытные работы на отдельных участках, чтобы окончательно выбрать сист разработки,. ППД, методы по повышению нефтеотдачи для обоснования окончательного варианта проекта разработки.

Категория С₁ - з-сы залежи н-г-насыщенность к-х установлена на основании получения пром-х притоков в разведочных скв и положительных заключений по керну и ГИС о нефтегазоностности пластов, по скв в к-х еще не были проведены опробывания и испытания.

Категория С₂ – з-сы залежей наличия к-х предполагается по данным лаб исследований керна и ГИС, например, промежуточные неосновные пласты на изветсных мест.

Категория С₃ – хар-т перспективные ресурсы подготовительных к глубокому бурению площадей, нефтегазоностность пластов предполагается по аналогии соседними мест.

Категория D₁ – хар-т прогнозные ресурсы круп-х литолого-стратиграфических комплексов (юрских и меловых отложений) н-г-ностность к-й доказана в данном регионе.

Категория D₂ – хар-т прогнозное ресурсы крупных литолого-стратигр-х комплексов, н-г-ностность к-х предполагается по аналогии с соседними регионами имеющее сходное геол строение.

По мере увелечения обьема исследования количество скв, данных ГИС, лаб. иссл-й керна и повехностных проб, Н, Г, В и конденсата, прогнозные ресурсы постепенно переводят запасы промыш-х категорий и более достоверно обосновывают подсчетные параметры. Мест-я разрешают вводить в разработку, когда полностью или на отдельные участки круп метс подсчитаны з-сы по кат С₁.

2. Палеогеография Западно-Сибирской плиты в мезозое и кайнозое.

В условиях умеренного климата о чем свидетельствует отсутствие в Mz и Kz карбонатных толщ, шли неоднократно трансгрессии моря. Самые крупные из них J₂, J₃, K₁, K₂ и последняя в палеогене.

В триассовый период климат в основном сухой, континентальный. Осадки в основном вулканогенные и лавовые отложения.

Юра, мел, палеоген – терригенное осадконакопление (аргиллит, алевролит, песчаник). В палеогене сформировалась мощная покрышка (900 м).

Неоген– континентальное осадконакопление: фации озер, болот, рек.

В четвертичку полагают было оледенение, но по данных многих исследователей не было, поскольку этими исследователями отрицается наличие морских осадков.

В нынешний геологический период происходит опускание геологической плиты, о чем свидетельствуют устья рек в виде эстуариев (глубоко в сушу вдающийся пролив) (Обская губа). Начинается наступление моря на сушу и высокая заболоченность района.

3. Ориентировка скважин в пространстве. Спуск колонн, цементаж скважин.

1. Определяется точная глубина скважин с помощью замера бурового инструмента.

2. Определение маркирующих горизонтов (по шламу, по керну).

3. Выделение геоэлектрических реперов по каротажу.

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 геологическим строением.

Обсадная колонна состоит из:

Направление (для закрепления устья)

кондуктор (для изоляции пресноводных горизонтов и монтажа след. труб)

промежуточная колонна (для предупреждения осложнений и аварий)

эксплуатационная колонна (оборудуется башмаком для предотвращения деформации)

Цементируется затрубное пространство (между породой и колонной), цементаж бывает одноступенчатым, двухступенчатым и манжетным. Вкратце процесс заключается в спуске цемента по обсадной колонне при помощью продавочной жидкости действующей 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 проконтролировать качество цементного камня чтобы исключить возможность заколонных перетоков и трещин. Это делается с помощью акустической цементометрии.

Билет № 25.

1. Понятие о вертикальных, наклонных, пологих, горизонтальных скважинах. Заканчивание скважин.

Скв-на- это цилиндрическая горная выработка,сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины. Нач. скв-устье;цилин-я пов-ть-это стенка или ствол; дно-забой.

Вертикальная – скв-на с вертик.стволом. Использ. как стандартный способ вскрыть пласт. (все поиск и разв скв-ны)

Наклонная- ск-на с неб. углом наклона. Чаще исп в системе кустового бур.,когда с одного участка пов-ти разбур-ся большая площадь пласта.(корд заб могут сильно отлич от корд устья.)

Гориз.- (не>500м)- бур в пластах с оч большой мощностью колл-ра или ес есть много мелких экранчиков в залежи. Оч сложна в технич исполнении и дорого стоит..Ограничения-мощность пласта долж большой-чтоб скв-на не вышла за предела и не уничтожила пласт.

Заканчивание скв- все то,что идет после испыт-я скв-ны на герметичность (опрессовка,снижение уровня,опробование,освоение.) Заканчивание скв-ны ведется на РНО,чтоб не произошло засорение на призаб части пласта.Все под строгим надзором промысловиков,контролир давление,ход инструмента и проч парам-ры,не допуская аварийного фантанир и других осложнений.

2. Углеводородный газ. Состав, свойства. Основные законы газового состояния. Классификация.

УВ газ является постоянным спутником нефти. Он присутствует либо в свободном

состоянии в газовых шапках, либо растворен в нефти.

УВ газы – С1-С6, т.е УВ газы представлены метаном и его гомологами. Кроме ув компонентов, в виде примесей встречаются углекислый газ, азот, сероводород, гелий и аргон. Соотношение метана и его гомологов может сильно меняться в зависимости от геохимических условий генерации газов, особенности их миграции, аккумуляции и рассеяния. Для характеристики УВ состава газа применяется коэффициент сухости – отношение % содержания метана к сумме его гомологов. Коэффициент сухости может быть показателем напраления миграции газов.

Свойства УВ газа.

1. Растворимость газа при небольших давлениях (до5МПа). При повышении температуры и снижении давления растворимость газов уменьшается.

2. Сорбция газов. Газы сорбируются, как твердыми минеральными телами, так и ОВ. В осадочных породах встречаются все формы сорбированных газов (адсорбированные и абсорбированные), исследования показали, что глины сорбируют больше газов, чем песчаники, известняки сорбируют хуже всего. Сорбция УВ газов возрастает с увеличением их молекулярной массы (метан меньше сорбируется, чем пропан и бутан).

3. Миграция газов. Под миграцией понимается любое перемещение его в земной коре. Важнейшими видами миграции УВ газов являются: диффузия, фильтрация, всплывание, перенос газов в растворенном состоянии водами, прорывы газов через пласты пород.

Основные законы.

Закон Генри, этому закону подчиняется растворимость газов – количество

растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газов в водах зависят от температуры, давления и минерализации воды, а также от химсостава газов. При повышении температуры и снижении давления растворимость газов уменьшается. В связи с этим в толщах г.п. на глубинах свыше 2 км растворимость газов значительно увеличивается.

Закон Фика, ему подчиняются процессы диффузии – диффузия происходит в направлении убывания вещества (газа). Коэффициенты диффузии в общем зависят как от свойств и концентрации диффундирующего газа, так и от свойств среды, через которую происходит диффузия, а также термодинамических условий (возрастает с повышением температуры). С увеличением молекулярной массы газов коэффициенты диффузии снижаются, т.о. из УВ газов метан обладает наибольшим коэффициентом диффузии.

Закон Дарси, этому закону подчиняется фильтрация газов, т.е движение газов через пористую среду под влиянием перепада давлений. В естественных условиях процесс фильтрации усложняется, так как происходит перемещение двух и многофазных систем флюидов. Сжатые газы несут в себе жидкие УВ, которые при снижении давления выделяются в конденсаты.

Классификация.

Если содержание метана в газе > 95%, то газ называют сухим, в том случае, когда содержание гомологов метана > 5%, газ называют жирным.

По форме состояния: свободные (в залежах) и растворенные (в нефтях и подземных водах).

По % содержанию неУВ газов: 20-30% углекислого газа – углекислотные,

>10% азота – азотистые. По мере продвижения от окраин бассейна к центру, происходит снижение содержания этих газов.

3. Типы и стадии литогенеза – дать краткую характеристику, отметить связанные с ними горные породы.

Литогенез- процесс образования(формирования) гп начиная от образования исходного материала и кончая превращением осадка в ТВ.гп.

Стадии:

А) Седиментогенз:

1)гипергенез(выветривание)- образование исходного ос.материала в рез-те экзогенных процессов. (физ.хим.биол выветр)

Породы: глин материалы,коры выветривания.

2)транспортная- перенос продуктов разрушения

3) седиментация- накопление осадков в понижении рельефа

Б) Литогенез:

1) Диагенез-преобразование рыхлого материала в плотную породу.проис на неб глуб и при Т до 60. породы:глины,размокающие в воде; пористые песчан, изв ракушечники.

2)Катагенез- изменение пород за счет уплотнения и перекристаллизации. На глуб 1-3км при Т до 150. породы: крепкие песчан,аргиллиты;органогенные из-ки. Обр-ся нефть

3) метагенез- глубокие структурные,тектон-е,минералог-е превращение пород под влиянием Т иР. Породы:

глин,сланцы,окварцованные песчан. Образ-ся газ.

Типы по Страхову:

1.Нивальный-арктика.физ выветривание.переносится ледниками.осадки:валуны.

2.Гумидный-тропики,субтроп;физ,хим,биол выве;перенос реками;осадки:углистые, кремнистые соединения,коры выветривания.

3.Аридный-пустыни,степи;слабое хим выв; перенос ветром; осадки-оловые,хор отсортир лессы,отсутствие органики.

4.Вулканогенно-осадочный-вблизы вулканов. осадки-эффуз породы, вулкан.

Билет № 26.

1. Складки, их элементы, классификация складок.

Складки являются основным элементом складчатых нарушений (такое залегание г.п., при к-ом пласты выведены из первоначального гор-ого положения и с различной степенью интенсивности смяты). Складка представляет собой один волнообразный изгиб слоя земной коры

Совокупность складок – складчатость. Наиболее распространены в складчатых областях и фундаментах платформ. Также определѐнный тип складок присутствует и в чехле. Складки возникают в процессе пластических деформаций слоистых толщ, как за счет эндогенных процессов, так и за счет экзогенных.

Элементы:

Шарнир – линия перегиба какого-либо пласта в осевой части.

Крылья – боковые части складки, представляющие собой поверхность, определяющие границы распространения складки.

Осевая поверхность – воображаемая поверхность, разделяющая складку симметрично пополам и проходящая через шарниры пластов. В частном случае эта поверхность м.б. представлена осевой плоскостью (ее пространственное положение определяется простиранием и падением).

Ось – проекция шарнира на горизонтальную плоскость.

У каждого изогнутого в складку пласта есть своя ось, а каждая складка имеет большое количество осей.

Свод – наиболее приподнятая часть складки.

Сводовая линия (гребень) – водораздельная линия (может совпадать с шарниром).

Замок складки – линия перегиба, получаемая при продолжении крыльев складки до их взаимного пересечения.

Основные типы складок:

1. Антиклинальные – складки, направленные своим перегибом вверх, в ядре находятся наиболее древние породы.

2. Синклинальные – складки, обращенные своим перегибом вниз, причем в центральной части перегиба находятся наиболее молодые по возрасту породы.

Классификации:

- По положению осевой поверхности (прямые, наклонные, опрокинутые, лежащие, ныряющие)

- По углу складки (острые, тупые и коробчатые)

- По соотн-ю м/у крыльями (обычные, изоклинальные прямые и опрокинутые, веерообразные)

- По соотношению мощностей в крыльях и замках (с одинаковой мощностями (концентрические), с уменьш. мощностью в своде или на крыльях).

- По отношению длины к ширине (куполовидные, брахиантиклинальные и линейные)

2. Понятие о корах выветривания, зональность и основные типы.

КВ – совокупность г.п. верхней части литосферы обр-ся за счет разрушения и преобразования первич-ых г.п. на месте под возд-ем физ-го, хим-го и биохим-го выветр-я.

Типы КВ:

- остаточная – продукт, оставшийся на местеположения.

- переотложенная - размытая, верх.части частично смыты, а оставшиеся породы подвергаются процессом выв-ния,

- 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 КВ выделяют:1)современные и 2)древние

Состав КВ в существенной степени зависит от субстрата (первичной породы), при разложении, в к-ом она образуется. Ультраосновные и основные породы, в составе которых преобладают фемические минералы 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, алюминия в минимальной массе КВ.

Выд-ся 3 профиля КВ:

1) насыщенный сиолитный или гидрослюдистый. Хар-ся изменением силикатов реакциями гидратного (гидролизного) преобразования без существующей 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. Главные минералы: каоленит, галлуазит-кварцем.

3) аллитный или латеритный. Свойственно полное или почти полное нарушение связи между SiO₂ и Al₂O₃ (глиноземом и кремнеземом). Наблюдается интенсивная миграция их из КВ. Главные минералы: гидроокислы Al (гиббсит), окислы и гидроокислы Fe, метагаллуазит.

Зональность обусловлена двумя причинами:

1). Во-первых, переходом из глубины к поверхности от свежих не выветренных пород, через промежуточные зоны незавершенного разложения к конечным продуктам остаточной коры выветривания. По этому признаку зональное строение коры увязывается со стадийностью ее развития, а последовательное чередование глубинных зон в известной мере соответствует смене профилей кор выветривания.

2). Во-вторых, зональность коры выветривания определяется дифференциацией минеральной массы при его переотложении из водных растворов, фильтрующихся сверху вниз.