№15

1)Основным источником глинистых пород служит полевой шпат, при распаде которого под воздействием атмосферных явлений образуются каолинит и другие гидраты алюминиевых силикатов. Некоторые глины осадочного происхождения образуются в процессе местного накопления упомянутых минералов, но большинство из них представляют собой наносы водных потоков, выпавшие на дно озёр и морей.

Глина — это вторичный продукт земной коры, осадочная горная порода, образовавшаяся в результате разрушения скальных пород в процессе выветривания.

Состав осадочных горных пород

Наиболее распространенные минералы осадочных горных пород - кварц, глинистые минералы (каолинит, гидрослюды, монтмориллонит), полевые шпаты, доломит, кальцит, глауконит, гидроокислы железа, марганца, алюминия, гипс, ангидрит, галоиды (галит, сильвин, карналлит) и т.д. Присутствуют также - слюды, роговая обманка и другие минералы исходных, в основном магматических, пород.

Кроме минералов осадочные горные породы часто содержат окаменелые остатки организмов (части скелетов, раковин, листьев) или их отпечатки, по которым можно определять относительный геологический возраст осадочных отложений. На изучении ископаемых окаменелостей основано подразделение жизни Земли на геологические периоды и эры.

Состав осадочных горных пород зависит от многих факторов – климата, места накопления осадков, источника сноса продуктов осадконакопления и т.д.

2) Общий состав

Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка).

Углеводородный состав

В основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50 % по объёму) и нафтеновые (25—75 %). В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10—20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).

3) На территории Республики Казахстан расположено 202 нефтяных и газовых месторождения. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в размере 7,8 млрд. тонн, а природного газа - в 7,1 трлн.мЗ. Около 70% этих ресурсов сосредоточено в западных областях Казахстана. Подавляющая их часть связана с подсолевыми месторождениями и залегает на глубинах около пяти и более тысяч метров.

Газ:

1.Амангельды (газовое месторождение)

2. Жетыбай (месторождение)

3. Карачаганакское нефтегазовое месторождение

4. Кисимбай

5. Кызылойское

6. Тенге (месторождение)

Нефть:

1.Кашаган — супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря.

2. Тенгиз

3. Узень

4. Карашыганак

5. Каламкас

6.Жанажол

7. Жетыбай

8. Актоты

9. Каламкас-море

10. Кайран

11.Кенкияк

№14

1.Ложе океана — крупнейшая планетарная мегаструктура, представляющая собой всё океаническое дно, ограниченное активными и пассивными континентальными окраинами. Соответствует области распространения земной коры океанического типа. Включает крупнейшие формы рельефа: срединно-океанические хребты, глубоководные котловины, океанические желоба, подводные горы и хребты. В типичном случае состоит из фундамента, который образован в верхней части базальтами, и чехла глубоководных осадков, представленных красными глубоководными глинами, известняковым биогенным илом.

2) Работы производятся при истощении и полном обводнении нефте- или газоносного объекта, при невозможности исправления по техническим причинам повреждения обсадной колонны, невозможности очистки скважины от посторонних предметов следующими методами:

установкой цементного моста с перекрытием нижележащего объекта с последующим вскрытием перфорацией верхнего объекта установкой пакера с упором на забой, отсекающего нижележащий объект, с предварительным вскрытием вышележащего объекта.

3) Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.

№13

1) Материковый склон (континентальный склон) — один из основных элементов окраины континента. Он протягивается от внешнего края шельфа до континентального подножия. Эта область начинается от глубины в среднем 120 м и продолжающаяся до глубины 2000 – 3000 м.

Он имеет довольно большие уклоны по сравнению с шельфом и ложем океана — до 20-40° и значительно расчленённый рельеф. На долю континентального склона приходится 16,5% (45 млн. квадратных километров) поверхности дна Мирового океана.

2) Температурные измерения в скважинах чаще всего проводят с целью определения геотермического градиента района. Зная величину последнего, можно установить естественную температуру пород для любой заданной глубины, что часто бывает необходимо при решении практических задач, в частности при определении минерализации подземных вод по данным метода сопротивлений. По измерениям температур в условиях неустановившегося теплового режима, нарушенного промывкой скважины, можно изучать тепловые свойства пород (термокаротаж) и на основании этого делать заключение о характере геологического разреза. При помощи температурных наблюдений можно также фиксировать участки скважины, где в затрубном пространстве происходит циркуляция воды.

Термоградиент – это интегральный показатель процесса взаимодействия двух тепловых потоков: внутреннего, идущего от метаболических источников теплообразования к поверхности тела, и внешнего, идущего к телу от окружающей среды. Отрицательный термоградиент наступает на 20 дней позднее, чем в вышележащем горизонте почвы.

3) Режим растворенного газа

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Условия существования режима растворенного газа следующие:

- Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

- отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурной воды;

- отсутствие газовой шапки;

- геологическая залежь должна быть запечатана.

При этих условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта. При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади залежи.

Режим газовой шапки

Этот режим проявляется в таких геологических условиях,.при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

№12

1)Коллекторами называются горные породы, которые могут служить вместилищем нефти, газа и воды и в то же время обладать достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления.

žПо составу скелета породы-коллекторы в осадочных отложениях могут быть кварцевыми (песчаниковыми), кварц-полевошпатовыми (песчано-глинистыми), карбонатными и эвапоритовыми (гипсангидритовыми).

žžВесьма важным фактором, влияющим как на емкостные, так и на фильтрационные свойства коллекторов, является глинистость пород. Она не только снижает эти свойства в процессе формирования коллекторов, так как способствует заполнению пустотного пространства, но и оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства прискважинной зоны при вскрытии пласта на слабоминерализованном растворе и на эти же свойства пласта в целом при закачке в него пресной воды в процессе разработки залежи с заводнением.

žПо типу порового пространства основными В. Н. Дахнов считает классы, коллекторов: межзерновых, межзерново-трещинных, трещинных, трещинно-каверновых и каверновых.