
- •7.Кавернометрия
- •8 Определение ловушки. Типы ловушек
- •9 Что понимается под природным резервуаром? Назовите типы п.Р.
- •10.Классификация залежей по фазовому состоянию.
- •11.Построение структурных карт
- •12 Водонефтяной контакт
- •13 Дизъюнктивные границы.
- •14 Детальная корреляция
- •24. Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
- •34. Геолого-промысловое обоснование систем разработки залежи
1/Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах, залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.
2/Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются: текущие внешние границы залежи, соответственно границы промытого водой или другими агентами объема залежи ( при системах разработки с искусственным воздействием на пласты); границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования, фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период; состояние фонда скважин; текущие термобарические условия во всех частях залежи; изменения коллекторских свойств пород.
4. Выделяют три этапа - региональный, поисково-оценочный и разведочно-эксплуатационный.
Цели, задачи и методы работ на различных этапах и стадиях поисков и разведки отражены в предлагаемой принципиальной схеме стадийности поисково-разведочных работ на нефть и Цель регионального этапа - изучение основных закономерностей геологического строения слабоисследованных осадочных бассейнов и их участков, а также отдельных литолого-стратиграфических комплексов, оценка перспектив их нефтегазоносности и определение первоочередных районов и литолого-стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газгаз
Цель поисково-оценочного этапа - обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценка их промышленной значимости.
Геолого-разведочные работы на данном этапе проводятся по лицензии на геологическое изучение недр, удостоверяющей право на ведение поисков и оценки месторождений (залежей), или по совмещенной лицензии, включающей несколько видов пользования недрами (поиски, разведка, добыча).
Поисково-оценочный этап разделяется на стадию выявления и подготовки объектов к поисковому бурению и стадию поиска и оценки месторождений (залежей)
Цель стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению - выявление и подготовка локальных объектов для ввода их в поисковое бурение. К объектам проведения работ относятся районы с установленной или возможной нефтегазоносностью и выявленные ловушки. Работы по выявлению и подготовке объекта завершаются включением этого объекта в фонд выявленных или подготовленных для поисков нефти и газа.
На основании материалов геолого-геофизических работ по выявлению и подготовке объектов составляют отчеты о геологических результатах работ и оценке прогнозных (Д1) и перспективных (Д0) ресурсов подготовленных для глубокого бурения площадей.
5. Все скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений или залежей, независимо от источников финансирования подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково - оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные.
Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.
Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геолого - геофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ
Структурные скважины бурят в ряде районов для выявления и подготовки к поисковому бурению перспективных площадей.
Поисково - оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных к поисковым работам, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости;
Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят опережающие эксплуатационные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины
6. Инклинометрия — это методика определения угла отклонения оси скважины (он образуется пересечением оси скважины и абсолютной вертикали) и азимута ее искривления по отношению к устью. Для проведения данного рода измерений необходимо использование специального прибора — инклинометра и дополнительного оборудования каротажной станции.
Различаютнесколькотиповинклинометров: - электрическиегироскопические
7.Кавернометрия
Кавернометрия — измерения, в результате которых получают кривую изменения диаметра буровой скважины с глубиной — кавернограмму. Кавернограммы используются в комплексе с данными др. геофизических методов для уточнения геологического разреза скважины, дают возможность контролировать состояние ствола скважины при бурении; выявлять интервалы, благоприятные для установки герметизирующих устройств; определять количество цемента, необходимого для герметизации затрубного пространства при обсадке скважины колонной труб. Для составления кавернограмм используются каверномеры.
Так же в состав ГИС входят и другие виды работ:Различные перфорационные и взрывные работы; Работы по ГРП-гидроразрыву пласта; Свабирование (от англ. swab) - возбуждение скважины или откачка из неё жидкости посредством вакуумного поршня - сваба; Инклинометрия-определение ориентации скважины в пространстве; Различные методы опробования пластов и отбора грунта
8 Определение ловушки. Типы ловушек
Залежь углеводородов - это скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами.
Естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в в ловушке, в количестве достаточном для промышленной разработки, (с единым ВНК) называется залежью.
Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия:
наличие пласта- коллектора
наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.
Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой.
Различают ловушки:
Сводовая
Литологически экранированная
Тектонически экранированные
Стратиграфически экранированные
Структурная ловушка (сводовая) – образованная в результате изгиба слоев;
Стратиграфическая ловушка – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;
Литологическая ловушка – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми;
Тектоническая ловушка – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой
9 Что понимается под природным резервуаром? Назовите типы п.Р.
Природный резервуар углеводородов — породное тело, коллектор, частично или со всех сторон ограниченное относительно непроницаемыми породами, выступающее как естественное вместилище для нефти, газа и вод
По соотношению коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами выделяются три основных типа резервуаров углеводородов: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон.
10.Классификация залежей по фазовому состоянию.
Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от собственно газоконденсатных наличием в нижней части резервуара жидких УВ, представляющих собой легкую нефть. Характерным примером такого типа является уникальное месторождение Карачаганак (Северо-западный Казахстан). Высота массивной залежи здесь превышает 1500 м (от 3700 до 5200 м по глубине); сверху вниз по ее разрезу возрастает содержание конденсата, а нижняя часть резервуара заполнена нефтью на толщину около 200 м.
Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемое нефтью на всей его площади или частично; при этом геологические ее запасы не должны превышать половины от общих запасов УВ. Подразумевается также, что газ в этом типе месторождений имеет преобладающее промышленное значение. По составу он является жирным, т.е. содержит некоторое количество тяжелых гомологов метана. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки, нефтяная часть залежи имеет вид нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.
В пластовом резервуаре сводового типа нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки, имея при этом сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности. Верхняя – газовая часть залежи также будет иметь внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины будут вскрывать залежь как чисто газовую, а в зоне между внутренним и внешним контурами газоносности – как газонефтяную. В свою очередь, скважины пройденные между внешними контурами газоносности и нефтеносности покажут чисто нефтяную часть залежи.
Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, при этом геологические запасы нефти составляют более половины от суммарных начальных запасов УВ. Такой тип месторождений является одним из наиболее распространенных в большинстве нефтегазоносных провинций во всем мире.
Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание такого растворенного газа (газовый фактор) составляет обычно от 10 до 60 м3/м3, но в некоторых случаях может достигать и 500 м3/м3.
Фазовое соотношение УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяется термобарическими условиями залегания.
По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( ) двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( > 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < ≤ 0,75);
в) нефтегазовые
или нефтегазоконденсатные
(0,25< ≤ 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой
( ≤ 0,25).