ГОСЫ МОЙ ГОРзс_10_НА ПЕЧАТЬ ШПОРЫ

Билет 25.

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

Вертикальная скважина – это скважина с вертикальным стволом. Используется как стандартный способ вскрыть пласт. Все поисковые и разведочные скважины имеют именно такую конструкцию.

Наклонная скважина – скважина с небольшим углом наклона. Чаще всего, используется в системе кустового бурения, когда с одного участка поверхности разбуривается большая площадь пласта. С помощью наклонных скважин координаты забоя могут сильно отличаться от координат устья.

Горизонтальная скважина – скважина с очень большим углом наклона. Бурится в низкопроницаемых коллекторах или если есть много мелких экранчиков в залежи как метод интенсификации. Очень сложна в техническом исполнении, и как результат, дорого стоит. На этот тип скважин есть ограничения – мощность пласта должна быть достаточно большой, чтобы ствол случайно не вышел за пределы пласта, да и чтобы вообще не уничтожить пласт.

Заканчивание скважин ведётся на РНО (раствор на нефтяной основе), чтобы не произошло засорение призабойной части пласта. Всё это идёт под строгим надзором промысловых геологов, контролирующих давление, ход инструмента и прочие параметры, не допуская аварийного фонтанирования и других осложнений.

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

СН4-матан с 1 по 6 газы из УВсоединений алканового ряда

С2Н6 – этан

С3Н8 – пропан

С4Н10 – бутан

С5Н12 – пентан

С6Н14- гексан – жидкий газ

СН4-С6Н14 – природные газы

С7Н16-С15Н32 – жидкие УВ

С16-твердые УВ

Природные газы (УВ и неУВ)и природные УВ газы (метан и его гамологи) Nазот и CO2 . природные газы способны формировать залежи(месторожд).

Формы нахождения природных газов:

1) Свободные Г(скопления в свободной форме, объект поиска и разведки)

2) растворенные Г(попутные). Нераств добывают вместе с Н.

3) сорбированные (в каждой частичке) Их не добывают

4) Твердые Г (газогидраты) открыты в Якутии. в ММП при замерзании В, В кристализ. Газы и образ газогидраты. Одни из перспективных источников УВ, сопоставимы с ресурсами свободного Г (140млн м3 своб Г)ММп+на дне морей и океанов, на дне оз.Байкал. Разработкой этих газов сейчас не занимаются, но их изучают. 2/3 Зап-Сиб - зона распространения газогидратов. Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте. От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти. Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом. Состав природных газов Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана Газ образует метановые УВ от С1 до С5. Газы могут вмещать жидкие УВ (С5-С16). Газы имеют плотность отличающуюся для каждого компонента: метаны – 0,554 (С1Н4), пентан – 2,49 (С5Н12).Свойства газов:Теплотворная способность – сколько тепла выделяется при сжигании 1м3 газа(СН4=35,948 кДж/м3). Вязкость – увеличивается с > Р и с > t°. УВ-ные газы имеют меньшую вязкость, чем неУВ-ные (СО2, СО, Не, Н2S, неУВ-ные примеси в газе) [Па*с]. Спобность к расширению при извлечении из пластовых условий на поверхность (объемный коэффициент).Растворимость газа в воде. Для этана растворимость 60-80° с глубиной увеличивается. Минерализация – с глубиной увеличивается. Растворимость УВ-ного газа в нефти в 10 раз выше, чем в воде. Давление, при котором происходит max растворение газа – это давление насыщения, выше его идет выделение газа в свободную фаза.Основные законы: изобарический (P=const), изохорический (V=const), изотермический (T=const), а также Закон Фика: миграция любых веществ зависит от концентрации в-ва – любое в-во мигрирует в сторону меньшей концентрации. Закон Дарси: фильтрация предопределяется перепадом давления. Газ может переходить в жидкое и твердое состояние (газогидраты). Газогидраты образуются в зоне вечной мерзлоты.

Классификация:По содержанию жидких компонентов:Сухие < 75 г/м3.Тощие – 75-100 г/м3. Полужирные – 100-150 г/м3. Жирные > 150 г/м3. По условиям залегания: свободный, растворенный.

Газ образует метановые УВ от С1 до С5. Газы могут вмещать жидкие УВ (С5-С16). Газы имеют плотность отличающуюся для каждого компонента: метаны – 0,554 (С1Н4), пентан – 2,49 (С5Н12). Свойства газов:

1.Теплотворная способность – сколько тепла выделяется при сжигании 1м3 газа(СН4=35,948 кДж/м3). 2.Вязкость – увеличивается с > Р и с > t°. УВ-ные газы имеют меньшую вязкость, чем неУВ-ные (СО2, СО, Не, Н2S, неУВ-ные примеси в газе) [Па*с].

По условиям залегания: свободный, растворенный

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

Литогенез – сов-сть прир.процессов обр-ия и последующих изменений осадочных ГП.

1. гипергенез - обр-ние и мобилизация исходного в-ва осадков в процессе физ. и хим. разрушения материнских пород и его перенос к месту захоронения

2. седиментогенез – поступление осадков в конечные водоемы стока и окончательное осаждение

3. диагенез – физ-хим. уравновеш-ие насыще-го водой осадка, завершающееся преобр-ием его в осад.породу. Частичное уплотн-е осадка и отжатие своб.воды. Н=0-1,5 км, 0-60⁰С

4. катагенез (эпигенез) – дальнейшее изменение породы по мере увел-ия глубины её захоронения под влиянием  T и P, а также воздействия водных р-ров и газов. Н=1,5-4,5 км, 60-150⁰С

5. метагенез – послед.преобр-ние состава пород, особенно глин-х, при дальнейшем погружении.

С литогенезом как процессом осад. породообр-я связано форм-ание оч.многих самых разл. полез. иск-мых, в т.ч. углей, нефти, прир.горючих газов, железных и марганцевых руд, бокситов, россыпей и др.

Билет 26

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 определённый 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:

Ядро- внутренняя центральная часть складки;

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)

26.2. Конструкции добывающих нефтяных, газовых, нагнетательных скважин.

Конструкция скв-н - это сочетание основных конструктивных решений при строительстве скв-ны: её диаметр на разн интервалах бур,взаимного распол-я обсадных колонн,из толщин и материалов,высота подъема цемента за каждой из колонн,качество цемента, обородование скв-ны в пред прод.части разреза,т.о все чтобы обеспечить условия для предупреждения и быстрейшей ликвидации возможных осложнений в проц бур. и для эффективной длительности эксплуатации скв-ны при должной охране недр и экономич технологич решений.

Ряды обсадных труб:

1)Направление- для предохранения устья скважины от размыва и для направления выхода из скважины бур раствора в желобную систему. (глуб 5-7м,d=18-20дюймов,цементируется до устья)

2)Кондуктор- перекрытие рыхлых четвертичных отложений и вечной мерзлоты. (глуб 300-500м,d=14-16дю, цем-ся до устья)

3) Техническая колонна- для перекрытия интервалов поглощения пром жидкости, для предотвращения обвалов глин. Для обеспечения проводки скв-ны до проектной глубины(d=8-12дю,цем-ся либо до устья либо выше башмака кондуктора на 50-75м.)

4) Эксплуатационная колонна-спускается ниже подошвы прод. пласта на 2-5м. Для изоляции прод пластов друг от друга, для качественного проведения испытанияи отдельной выработки каждого плата. Все обсадные колонны спускаютя между кондуктором и ЭК.

Конструкция добывающей скв-ны:

1-направляющая колонна;

2-кондукторная колонна;

3-буровой раствор;

4- цементировочный камень;

5-эксплуатационная колонна;

6-продуктивный пласт

7-перфорированные отверстия;

8-колонная головка;

9-задвижка; 10-крестовина

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

Кора выветривания- толща выветреных пород под действием фих,хим,биол процессов выветривания.

Степень изменения пород с глубиной уменьшается, что позволяет говорить о зональности кор выветривания.

По времени образования: современные и древние

По площади распространения: площадные и линейные( контролируются разломами)

По времени образования: автоморфные (остаточные) и гидроморфные (переотложенные,размытые)

Коры часто обогащены рудными п.и. это потому что легкие компоненты коры выносятся,а тяжелые остаются на месте. + т.к коры представляют собой сильно пористые образования,то в дальнейшем они могут служить резервуарами и ловушками на н. и г.

Билет 27

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

Основные документы при бурении скважин.

4. Геологический журнал. В нем по шламу и керну описывают геологический разрез, отмечают отбор образцов керна на различные виды анализов, фиксируют глубину спуска обсадных колонн, высоту подъема цементного раствора за колоннами, глубину проведения ГИС, их методы и виды, интервалы испытаний, результаты и отбор глубинных проб флюидов.

5. Буровой вахтовый журнал. В нём отмечают технические условия бурения скважин

6. Журнал параметров бурового раствора. Его заполняют лаборанты и инженеры по глинистым растворам. Анализ качества бурового раствора проводится в течении суток. Фиксируют обработку бурового раствора различными химическими реагентами.

При бурении скважин составляют дело скважин, в котором содержится документация на все виды работ, которые проводят на скважинах. В деле содержатся различные акты, связанные с процессом бурения (монтаж установки, готовность к бурению, спуск колонны, проведение ГИС, расчет цементного раствора, окончание бурения). В деле скважины также должен быть ГТН. После передачи скважины, на неё заводят паспорт, где указывают геологический разрез, виды осложнений при бурении, конструкцию скважины, интервалы испытаний и результаты испытаний. В паспорт заносят все виды работ, которые проводятся на скважине.

ГТН ( геолого-технический наряд).

Перед бурением на каждой скважине на буровых проводят пусковые конференции, на которых знакомят буровую бригаду с условием бурения и оплатой труда.

ГТН составляют специалисты геологических, производственных отделов. УБР (управление буровых работ), НГДУ или нефтегазовые компании. А утверждаются главным геологом и главным инженером этих же организаций.

ГТН составляют на отдельные скважины, если производится бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин или на группу, если производится эксплуатационное бурение. В последнем случае это связано с тем, что эксплуатационные скважины по глубине отличаются незначительно.

В титульной части ГТН указывают № скважины, площадь или месторождение, ниже следующие данные:

• Категория скважин

• Цель и задачи бурения

• Проектная глубина

• Проектный пласт/горизонт

ГТН состоит из 2-х частей: геологическая и техническая части.

Геологическая часть:

• Глубина скважин в метрах

• Стратиграфия

• Проектная литологическая колонка

• Фактическая литологическая колонка по данным бурения

• Предполагаемый угол падения пластов

• Конструкция скважин

• Геологические осложнения при бурении скважин

• Интервалы отбора шлама и керна

• Глубина, при которой проводят ГИС и их виды

• Интервалы испытания и опробования в открытом стволе и в колонне

• Вид перфорации, количество и диаметр отверстий на 1 погонный метр

• Методы вызова притоков из пласта и объем гидродинамических исследований

Техническая часть:

• Способ бурения

• Параметры бурового раствора

• Тип и размер долот

• Объем бурения

• Марка турбобура и конструкция низа бурильной колонны

• Осевая нагрузка на долото при бурении

• Оснастка талевой системы

• Производительность насоса

• Скорость спуска-подъема бурильного инструмента

• Компановка бурильного инструмента

• Интервалы, при которых производится обработка бурового раствора хим.реагентами

Внизу ГТН приводят условные обозначения пород и их возраста и технические особенности.

27. 2.Конденсат. Состав, свойства. Фазовые превращения в газоконденсатных залежах.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в воде. Различают конденсат сырой и стабильный.Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, в которых расворено некоторое количество газообразных УВ – бутанов, пропана, этана, сероводорода и других газов.Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ (пентана и высших). Его получают из сырого путем дегазации.От нефтей кондесаты отличается тем, что в них отсутствуют тяжелые фракции нефти, конденсат выкипает до 350 оС, состоят из более простых соединений, чем нефти, в конденсате почти не бывает серы, чаще всего это бесцветная жидкость.Конденсат очень легко перерабатывается на химических заводах , поэтому является очень ценным сырьем. Свойства конденсата, как и у жидких УВ, т.е. у нефти, по плотности ее < (до 0,80 от 0,66), но иногда встречается с плотностью 0,82-0,84, вязкость, термическое расширение, сжимаемость и расширение, t застывания.

По цвету бесцветные, слабо желтые (- оранжевые, - зеленые), красноватые.

Свойства:

Важным свойством являются фазовые переходы из газообразного состояния в жидкое. Эти процессы наз. Ретроградными 25-75% - содержание жидких УВ.

Ретрогр. процессы – это переход газа в жидкость и жидкости в газ.

Для характеристики конденсата используется конденсатный фактор, содержание стабильного и сырого конденсата.

Сырой конденсат – жидкость без удаления газа.

Стабильный конденсат – содержание жидкости в газе при t=20°С и Р=1 атм. При полном удалении растворенных газовых компонентов. Содержание стабильных конденсатов измеряется в см3/м3, г/м3 – используется для подсчета запасов.

Групповой состав:

Резко преобладают метановые, меньше нафтеновые и ароматические.

Характеризуется увеличением содержания (60-70%) бензиновых фракций.

Конденсат обладает всеми свойствами как жидкость (нефть), если он находится в жидком состоянии. Отличие от нефти по содержания S, парафина, плотности, по хромотограммам, Содержание S не превышает 1,5-2%, парафина не превышает 3% (в нефти до 10%), отсутствуют асфальтены, мало или отсутствуют смолы.

27. 3.Разрывы, их классификация, морфологические признаки. Тектонические покровы.

Дизъюнктивные нарушения происходят с разрывом сплошности пласта.

Сместитель – пов-ть разрыва, по к-ой происходит смещение слоёв относительно друг друга. Крылья – уч-ки распол-ые по обе стороны от сместителя.

Виды разравных нарушений:

Простые: сброс (пов-ть сместителя погружается в сторону опущенного блока, угол падения чаще 40-60^о, это деформация растяжения), взброс, сдвиг (тект.разрыв с перемещением крыльев в горизонтальном направлении вдоль простирания сместителя), надвиг (амплитуда несколько сотен метров, угол падения чаще всего 40-60^о, это деформация скалывания в районе сжатия ЗК).

Сложные: ступенчатые сбросы, грабен (центр ниже), горст.

Покров (тот же надвиг, но уже несколько км). В зависимости от строения поверхности сместителя:

Ровная => зеркала скольжения

Изогнутая => зоны брекчирования.

Билет 28

28. 1.Ориентировка скважины в пространстве.

В процессе бур-я необходимо знать точное положение забоя скв-ны и ее истинную глубину. Они опр-ся след. способами:

1. Контрольный промер бурового инструмента с помощью мерной лентой или рулеткой.

2. При проведении промыслово-геофиз. работ глубина скв-ны фиксируется в соответствии с длиной каротажного кабеля.

3. устанавливаются в соответствии с положением маркирующих горизонтов

4. с помощью инклинометра (точки замера ч/з 20 или 25 м). Определяют угол отклонения  и азимут искривления . Азимут искривления - угол, лежащий в гориз-ой плоскости м/у азимутом магнитного меридиана ОС и направлением ОО₁ от проекции оси устья скв-ны до точки, лежащей на искривленной оси скв-ны.

Причины искривления скв-н: технологические, технические и геологические. Технолог.- искривление скв-н в результате наклонно-направленного бурения. Техн.- сильное давление на забой, приводящего к продольному изгибу бурильных труб, а также из-за резкого несоответствия м/у диаметрами бурильных труб и долот. Геолог.- чередование пластов различной крепости и их наклон.

Бывают 3 основных типа искривленных скважин:

• Наклонная, Пологая, Горизонтальная.

а также другие более сложные способы ориентировки скважин связанные со сложным геол. строением.

Спуск колонны Обсадная колонна состоит из

1. направление (для закрепления устья)

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

3. промежуточная колонна (для предупреждения осложнений) эксплуатационная колонна (оборудуется башмаком для предотвращения деформации)

Основными целями(спуска колонны) явл-ся:

1. Изоляция проницаемых горизонтов друг от друга,

2. Удержание обсадной колонны в подвешенном состоянии,

3. Защита обсадной колонны от коррозии пласт. жидкостями,

4. Устранение дефектов в крепи скв-ны,

5. Создание разобщающих экранов, препятствующих обводнению проду. горизон

6. Изоляция поглощающих горизонтов,

7. Упрочнение стенок скв-ны в неустойчивых породах.

Способы цементирования обсадной колонны.

1. одноступенчатое - весь объем цемент. раствора, необходимый для цементирования скв. закачивается и продавливается в один прием.

2. двухступечатое – в 2 этапа.

3. манжетное - применяется когда продук. пласт не подлежит цементированию.

4.обратное цементирование - цементны раствор закачивается сразу в затруб. простр

Цементируется затрубное пространство (между породой и колонной). Вкратце процесс заключается в спуске цемента по обсадной колонне при помощи продавочной жидкости дейсвующей 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 проконтроллировать качество цементного камня чтобы исключить возможность заколонных перетоков и трещин. Это делается с помощью акустической цементометрии.

28. 2. Органическое вещество. Компонентный состав, концентрации ОВ в осадках, породах, классификации. Битумоиды, компонентный состав, битумоидный коэффициент.

ОВ – это биохимич. компоненты (белки, углеводы, лепиды).

Белки – продукты конденсации аминокислот.

Углеводы – первичные продукты фотосинтеза.

Лепиды – жиры, жирные кислоты, основные компоненты ОВ, поступающие в осадок.

ОВ бывает по формам залегания:

1.Рассеянное.

2.Концентрированное – горючие сланцы, угли.

По генезису делится на:

Автохтонное (образованное на месте), аллохтонное (принесено).

1.Сапропелевое – простые организмы (водоросли).

2.Гумусовое – высшая растительность, молекулярная структура ближе к ароматич. УВ.

3.Смешанное.

Концентрация ОВ в породе (РОВ):

Меняется от 1 до 7%; если это уже угли, то > 40%, горючие сланцы 15-40%, керроген содержащие породы – 5-15%.

Все породы имеют разную концентрацию, субкларки – содержащие ОВ в породах: глины – РОВ> или =1%;

песчаники - 1–0,5%,

алевролиты – 0,8-0,3%,

известняки - <0,3%.

В баженовских глинах содержится РОВ до 25%.

Самая большая РОВ происходит в диагенезе (40-45% массы теряется). В нефтематеринских породах содержится > 1-2% ОВ, тогда могут образ. УВ.

Классификация ОВ:

Ван Кревелена: существуют три типа ОВ по соотношению Н/С и О2/С.

1 – сапропелевое ОВ,

2 – гумусовое ОВ,

3 – переходное ОВ.

Битумоиды – в-ва извлекаемые из ГП под воздействием различных расстворителей

Выделяются А, В, С – битумоиды под действием разных растворителей (спирто – бензольные, хлороформенные). Остается нерастворимая часть – керроген.

Отношение выделенной растворенной части ОВ к общей части ОВ – битумоидный коэффициент. Его изменение по разрезу отражает процесс нефтегазообразования. Там, где происходит max нефтеобразование битумоидный коэффициент имеет max значение.

Общее содержание органического вещества или органич. углерода от битумоидного коэффициента отличается на порядок.

Сорг.=3 ß=0,3

Сорг./ß – битумоидный коэффициент.

Содержится S и N.

Битумоидный коэффициент уменьшается в гланой зоне нефтеобразования.

Тесная связь между битумоидным коэффициентом и массой УВ. Чем > битумоидный коэффициент, тем > масса УВ.

28. 3. Значение гранулом-го анализа в нефтегазовой геологии

В гранолометрию входят:

-степень обломков,

-степень окатанности

-сортированность

-имеет решающее значение в определении колекторских св-в ГП

Чем лучше сортированность, окатанность и больше размер обломков, тем лучше кол-ие св-ва. Гран состав песчано-глин пород опред-ет кол-ие св-ва п, категории буримости, степень извлекаемости Н и Г.

Осн. Методом изучения рыхлых и слабосцем пород явл-ся сетовый анализ. Он применим для гравийных, песчано-гравийных, песчаных и алевролитовых пород.

Для произв-ва анализа исп-ся станд. набор сит:

С набором отверстий

10;7;5;3;2;1 0.5;0,25;0,10

псефиты псаммиты

После подсчета веса фракций из анализ-ой навески и весовых %-в произв-ся мат обраь-ка рез-тов гран анализа, т.е. строится гистограмма и кривая распределения, при этом по оси абсцисс – размер обл зерен, по оси ординат – частота встречаемости в мм, равные образцу.

Речные и ооловые пески имеют + ассиметрию кр. распр-ия гран анализа.

А морские пляжевые «-»

Билет 29

29.1.Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения, вторичное вскрытие пластов. Выбор интервала перфорации, виды перфорации, их характеристика.

Вскрытие нефтяного или газового пласта имеет исключительно важное значение для освоения и последующей эксплуатации скважины.

Технологию вскрытия выбирают в соответствии с его геолого-геофизической характеристикой и физико-химическими свойствами насыщающих флюидов.

Вскрываемые скважинами продуктивные пласты можно разделить на две группы

с высоким давлением и продуктивностью, фонтанирующие при вскрытии

с низким пластовым давлением

Для первой группы необходимо хорошо обустроить устье скважины, использовать оборудование, обеспечивающее безаварийное бурение. Для второй группы особенно важно создать благоприятные условия для притока нефти и газа из пласта в скважину. Вода из глинистого раствора ( жидкости на которой производится бурение) проникает в пласт и на стенках скважины остается глинистая корка, отрицательно влияет на коллекторские свойства пород, глинистые частицы пород разбухают, в следствии чего снижается проницаемость пласта. Для того, чтобы это избежать снижают водоотдачу раствора, добавлением в него ПАВ, использовании РНО. Глинистые растворы, участвующие при вскрытии должны иметь минимальную водоотдачу и в то же время образовывать тонкую, но прочную корку. Таким условиям удовлетворяют растворы, обладающие высокой колоидностью.

Другая важная задача при вскрытии пластов – это контроль за величиной пластового давления и в зависимости от этой величины подбирается величина плотности промывочной жидкости Вскрытие осуществляют во всю мощность продуктивного пласта. Однако если скважина бурится в водонефтяной (газоводяной) зоне, бурение останавливают выше ВНК.

Вторичное вскрытие пластов – вскрытие после проведения перфорации скважин.

Путем выбора инт.перфорации можно регулировать разработку залежей н и г. В зависимости от геологического строения залежи существуют различные подходы к выбору инт.перфорации.

1.Однопластовый объект разработки с узкой ВНЗ. Доб.скв. располагают во внутр.контуре и перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. В ВНЗ перфорируют произвольно только в кровельной части пласмта. Подобный способ перфорации увеличивает продолжительность безводной экспл.скв.

2. С широкой ВНЗ. Когда 1пластовый объект разработки ,характерно для водоплавающих залежей. Перфорации производится с некоторым отступлением от ВНК. Доб.скв. располагаются по сетке сгущающейся к своду структуры и в этих СКВ. Перфорацию производят до кровли пласта. На крыльях струткуры сетка доб.скв. более редкая, и перфорируют только кровлю пласта.

Характер прождвижения ВНК контролируется методами ГИС.

3. Многопластовый объект раработки. В таких объектах разраб. Происходит послойное вытеснение нефти водой. В СКВ. Расположенных во внутреннем контуре нефтеносности перфорируют все нефтеносные интервалы,а в ВНЗ только те пласты нефть из которых е может быть вытеснена к СКВ, расположенной во внетреннем контуре.

4. Массивная залежь . Перфорируется с отступом от начального ВНК 10-15 м до 20-40 м перфор. И производят последовательный перенос интервалов перфорации через такие же интервалы. Число переносов зависит от нефтеносной толщины залежи. Число переносов также заивист от Кпр пласта ,чем больше К пр тем меньше переносов.

5. Г-Н залежь,подстилающаяся водой. Перфорируют в средней части нефтеносной толщины пласта со значительным отступом от контакта. Добб.скв проектируют с низким ГФ и в процессе пробной эксплуатации определяют оптимальный дебит и депрессию,при которой СКВ. Будут эксплуатироваться на смешанном режиме.

29.2. Породы-коллекторы и породы-покрышки нефти и газа. Пористость, проницаемость. Закономерности изменения. Геологические факторы, влияющие на параметры. Классификация коллекторов.

Нефтегазопроявления, как правило, приурочены к осадочным породам, обладающими способностью собирать и вмещать в себя флюиды. Горные породы, не только заключающие в себе флюиды, но и способные их отдавать при эксплуатации, называются коллекторами.

Основными физическими параметрами , обусловливающими коллекторские свойства пород являются пористость и проницаемость, которые определяют фильтрационно-емкостную характеристику коллектора.

Различают пористость

-общую – это суммарный объем всех пор, каверн, трещин;

-открытую – это объем сообщающихся между собой пор, каверн, трещин, заполненных флюидом.

Величина пористости зависит от формы зерен, от характера взаимного расположения, степени окатанности, однородности зерен и наличия цемента.

Проницаемость – это способность породы пропускать через себя жидкости или газы при перепаде давления.

Различают проницаемость

-абсолютную - проницаемость среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью;

-эффективную – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы – жидкости или газа;

-относительная – проницаемость, которая определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной.

Проницаемость зависит от размеров пустот и зерен, плотности укладки и взаимного расположения зерен, степени отсортированности цементации, трещиноватости, а также от взаимосообщаемости пор, каверн, и трещин.

Хорошими коллекторами считаются пески, песчаники, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

С увеличением глубины залегания пород-коллекторов под влиянием геостатического давления увеличивается их плотность, а следовательно уменьшается пористость и ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства.

Обязательным условием формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа является наличие в разрезе не только пород-коллекторов, но и прород-покрышек (флюидоупоров), т.е. таких пород которые практически непроницаемы.

Флюидоупоры различаются по характеру распространения, по мощности, литологическим особенностям, степени нарушенности сплошности, минеральному составу и др. Наиболее надежными флюидоупорами глинистые толщи и эвапориты (гипс, ангидрит, соли).

Существует множество классификаций коллекторов различных авторов. Приведем классиификацию А.А.Ханина по проницаемости.

I класс – 500-1000 мД

II класс – 100-500 мД

III класс – 10-100 мД

IV класс – 1-10 мД

V класс - < 1 мД.

29.3.Расчеты оптим-ого кол-ва скв-н для разведки н-ых и га-ых залежей.  Особенности разведки массивных пластовых, литол-их г/н-ых залежей. Стратегия и тактика разведочных работ.

Кол-во разведочных скв-н зависит от плотности сетки, площади кол-ра, запасов залежи (С₁ и С₂) и сложности кол-ра. Условно принимают площадь квадрата вокруг скв-ны для нефтяной залежи 4км², для газовой – 16 км².

Чем сложнее залежь, тем меньше расстояние м/у скв-ами. Разведочные нефтяные скв-ы бурятся ч/з 2-4 км. Принцип: на каждую разв.скв-у приходится равный объем н-насыщенных пород. В центре плотность MAX, на ВНК – MIN.

После предварительной разведки всегда пишется отчет, как вести детальную разведку и где указ-ся сколько скв, в сетке, этажи, базисные горизонты. После этого пишется отчет, как вести технолог.схему разр-ки.

Разведка нефт.оторочки ведется короткошаговыми профилями.

Массивные залежи: общее кол-во скв умен-ся к общему ВНК.

Литол-ие залежи: расстояние м/у профилями больше, чем м/у скв. Скв нельзя бурить вплотную к нефт.экрану.

Билет 30.

30.1.Методы вызова притока нефти и газа из пласта. Опробование скважин. Методы повышения производительности скважин.

Освоение – это вызов притока или обеспечение приемистости скважин. Выбор способа освоения зависит от:

- продукции, которую рассчитывают получить из скважины;

- назначения скважины;

- литолого-физической характеристики объекта освоения;

- пластового давления;

- свойств промывочной жидкости.

Освоение нефтяных и газовых залежей основано на создании перепада между пластовым и забойным давлением. Если объекты освоения характеризуются высоким пластовым давлением, то фонтанный приток нефти будет иметь место сразу после перфорации пласта. В большинстве случаев, чтобы вызвать приток нефти необходимо снизить забойное давление. Этого добиваются - снижением плотности жидкости в скважине путем замены ее жидкостью с меньшей плотностью или путем аэрации, снижением уровня жидкости в скважине свабированием, нагнетанием сжатого воздуха или газа компрессором

1. Если в пласте наблюдается высокие пластовые давления, а скважина после перфорации не переходит на фонтанирование, тогда ее промывают чистой пластовой водой. За счет разности в плотности промывочной жидкости и пласт. воды (γ=1 г/см³) создается уменьшение противодавления на пласт, скважина должна перейти на фонтанирование.

2. Если в данном случае скв-на не переходит на фонтанирование, тогда в скв-не заменяют пресную воду на чистую нефть. За счет разницы в плотности обоих жидкостей создается уменьшение противодавления на пласт, скв-на постепенно переходит на фонтанирование.

3. Свабирование. Этот метод заключается в том, что в скв-ну в НКТ на определенную глубину (200-350 м) на канате спускается сваб. Сваб – это поршень, который оборудован клапаном, открывающимся при спуске его вниз. При поднятии сваба клапан закрывается, с помощью каната сваб поднимается на поверхность, жидкость выливается на поверхность, в скв-не уже образуется вакуум. За счет образующего перепада давления скв-на переходит на фонтанирование. Если фонтанный приток отсутствует, операцию повторяют 2-3 раза до перехода скв-ны на фонтанирование. Этот метод из-за своей большой пожароопасности запрещено применять Госгортехнадзором при освоении скв-н.

4. Метод применения компрессора. В этом случае к затрубному пространству скважины подсоединяется передвижной компрессор. На НКТ на глубине примерно 600 и 700 м (по расчету) устанавливаются две пусковые муфты (это отверстия диаметром ≈ 3 мм) и обратный пусковой клапан. При закачке воздуха в затрубное пространство жидкость будет разгазироваться, плотность ее будет уменьшатся, т.е. противодавление на пласт будет уменьшаться и пласт должен постепенно перейти на фонтанирование. Если этого не происходит, закачиваемый воздух постепенно подходит к пусковой муфте, резко прорывается в НКТ, разгазирует находящуюся там жидкость.

За счет этого формируется резкое уменьшение противодавления на пласт, обычно пласт переходит на фонтанирование. Если же этого не происходит, а давление приближается к критической величине (80 атм), тогда его останавливают, а воздух из затрубного пространства (вместе с газом из пласта) стравливают. В этом случае может образоваться гремучая смесь (воздух+газ), к-ая может быть взрывоопасной. После стравливания воздуха и притока жидкости из пласта (обычно ФБР) операцию повторяют до получения фонтанного притока нефти.

5. Метод оттартывания. Оттартывание (отчерпывание) – это удаление жидкости из скв-ны с помощью желонки. Желонка – это труба длиной 8 м, диаметром 4″, в ее нижней части имеется клапан, к-ый открывается при ее погружении в скв-не в жидкость. В верхней части приварена дужка, к к-ой закреплен канат. При тартании жидкость в скв-не доводят до постоянного состава и плотности. Особенно это касается скв-ин, в к-ых вскрыт водонасыщенный пласт. В скв-ну спускают небольшую желонку, отбирают пробу жидкости, к-ая имеет постоянный состав в верхней, средней и нижней части столба пл. воды.

Опробование – это оценка продуктивности объекта, осваиваемого в скв-не, т.е определение дебита, приемистости скв-ны.

Проводят 2 методами:

1. с помощью опровователей на каротажном кабеле. Позволяют точно определить насыщение пласта и отобрать глубинные пробы, изучить неоднородностть пласта.

2. С помощью пластоиспытателей. Спускают на бурильных трубах и с помощью пакера изолируют интервал испытания. Из этого интервала поступает флюид. Затем перекрывают запорным клапаном и записысают восстановление давления до пластового.

Дебиты, приемистость, и ГФ-ы желательно измерять при разных пл. и заб. давл-ях, если скв-ны фонтанируют при освоении следует учитывать диаметр штуцера. Измерение дебитов нефти (газа), ГФ-ов, приемистости на разных режимах дает возможность более достоверно оценить продуктивность и характер ее изменения. В процессе опробования необходимо отобрать пластовые (герметичные) пробы нефти, газа, воды и определить основные физ.-хим. св-ва пласт. Флюидов. Также фиксируют вынос песка, частиц пород, процент воды в продукции, содержание газоконденсата

Методы увеличения производительности скважин:

1. физ-хим методы (закачка кислот, щелочей, ПАВ, мицелярных растворов)

2. тепло-физ методы (заккачка в пласт гор воды или пара. Снижается плотность, вязкость, увеличивается подвижность)

3. термохимич методы (сухое горение –закачивают кислород или воздух – при реакции с Н – горение, влажное горение – закачивают кислород или О2 с водой. )

4. смешение н. с различными растворителями, с УВ-ми газами

6. применение ГРП

7. Сайклинк процесс для конденсатных месторождений (добыв конденсат, отделяют от газа, газ закачивают обратно в пласт, конденсат становится подвижнее)

30.2.Залежи нефти и газа, их классификация по разным признакам.

Залежь – промышленные запасы Н и Г в ловушке.

(Это гомогенная масса УВ, приуроченная к элементарной ловушке).

Залежь углеводородов — естественное скопление углеводородов (нефти и/или газа) в ловушке, целостная флюидодинамическая система

Классификация:

1. по типу и форме

• массивная или водоплавающая (рис.1)– большая мощность продук.отложений и хорошая гидродинам.связь всей залежи.

• Пластовые, сводовые (рис.2)

• Стратиграфически экранированные залежи (рис.3) обр-ся, когда продук.отложения прорывают вулканические или соленые отложения.

• Литологически экранированные залежи (рис.4) связаны с выклиниванием продук.пластов, линзами или замещением непрониц.породами.