- •Раздел 1. Теоретические вопросы геологического изучения пород-коллекторов нефти газа
- •Глава 1. Типы пород-коллекторов и условия их образования
- •Общие сведения о породах-коллекторах
- •Основные стадии формирования осадочных пород
- •Фации и формации
- •Осадочные породы и сопутствующие им отложения
- •Структуры и текстуры
- •Форма зерен пород
- •Песчаные породы олигомиктового состава
- •Песчаные породы полимиктового состава
- •Глины и глинистые породы
- •Хемогенные породы
- •Глава 2. Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа
- •2.1 Структурные ловушки
- •2.2 Стратиграфические ловушки
- •2.3 Комбинированные структурные и стратегические ловушки
- •2.4. Основные параметры залежи
- •Глава3. Свойства пород-коллекторов
- •3.1. Удельный вес
- •3.2. Объемный вес и плотность
- •3.3. Пористость
- •3.3.1Виды пористости
- •3.3.2 Определение пористости терригенных пород в лабораторных условиях
- •3.3. Прямые методы определения коэффициентов водо-, нефте-, газонасыщенности
- •3.4. Косвенные методы определения коэффициентов водо-, нефте-, газонасыщенности
- •3.5. Механические свойства
- •3.5.1 Упругие свойства горных пород
- •Зависимость k/g, модуля объемного сжатия k и модуля сдвига g, определенных динамическим методом, от всестороннего давления на горные породы и плексиглас
- •Глава 4. Состав и свойства пластовых флюидов. Элементы механики пласта
- •4.1 Состав и свойства пластовых флюидов
- •4.1.1. Состав и свойства природных углеводов
- •4.1.2. Состав и свойства пластовой воды
- •4.2. Сила и энергия в пласте-коллекторе
- •4.2.1. Источники пластовой энергии
- •4.2.1.1. Давление
- •4.2.1.2. Температура
- •4.2.1.3. Капиллярные силы
- •4.2.1.4. Капиллярное давление
- •4.2.2. Режим газовых и нефтяных месторождений
- •4.2.3. Методы подсчета запасов нефти и газа
- •Раздел 2. Теоретические вопросы процесса технологии бурения нефтегазовых скважин
- •Глава 1. Технологическая схема бурения скважины вращательным способом
- •Способы бурения
- •Механическое бурение
- •1.3 Выполняемые операции в процессе бурения
- •Глава 2. Конструкция скважины
- •Глава 3. Цикл строительства скважин. Баланс календарного времени. Скорость бурения
- •3.1 Полный цикл строительства скважин
- •3.2. Определение продолжительности наиболее трудоемкого этапа
- •3.3. Баланс календарного времени
- •Глава 4. Назначение и классификация породоразрушающего инструмента
- •4.1 Общие сведения
- •4.2. Типы и области применения шарошечных долот
- •Типы и области применения шарошечных долот с фрезерованными зубьями и вставными твердосплавными зубками
- •4.3. Компоновка узлов и деталей трехшарошечного буровогодолота
- •4.4. Код износа долота
- •Глава 5. Бурильная колонна
- •5.1 Общие сведения
- •5.2. Основные элементы, составляющие бурильную колонну
- •Глава 6. Буровые растворы
- •6.1 Назначение буровых растворов
- •6.2. Типы буровых растворов
- •Типы буровых растворов
- •6.3. Глинистые растворы
- •6.3.1. Величины, характеризующие качество глинистых растворов
- •6.3.2. Определение плотности бурового раствора
- •6.3.3. Определение условной вязкости бурового раствора
- •6.3.4. Определение фильтрации (водоотдачи) бурового раствора
- •6.3.5. Определение толщины глинистой корки
- •Скважина - корка
- •6.3.6. Определение статистического напряжения сдвига
- •Глава 7. Осложнения в процессе бурения
- •7.1. Нарушение целостности стенок скважины
- •7.2. Поглощение бурового раствора
- •7.3. Газовые, нефтяные и водяные проявления
- •7.3.1. Признаки начала газопроявлений
- •7.4. Грифоны и межколонные проявления
- •7.5. Сероводородная агрессия
- •Глава 8. Режим бурения
- •8.1. Общие сведения
- •8.2. Роторный способ бурения
- •8.3. Турбинный способ бурения
- •Действие турбины
- •Глава 9. Основные правила спуска обсадной колонны в скважину
- •9.1. Подготовка обсадных труб
- •Форма записи результатов замера
- •9.2. Подготовка вышки и бурового оборудования
- •9.3. Подготовка скважины к спуску обсадной колонны
- •9.4. Спуск обсадной колонны в скважину
- •Раздел 3. Классификация осложнений и предаварийных ситуаций в процессе
- •Раздел 1. Станции гти
- •Раздел 2. Инструкция оператора-геолога станции геолого-технологических исследований
- •Геолого-геохимические исследования и порядок работы геолога гти на скважине
- •Методы исследований, основанные на использовании параметров бурения
- •2.1.Обязательные методы
- •2.1.1 Механический каротаж
- •Фильтрационный каротаж (расходометрия)
- •2.2. Дополнительные методы
- •2.2.1. Свабирование
- •Исследования шлама и керна
- •3.1 Исследование шлама
- •3.1.1. Отбор, подготовка и привязка шлама
- •Сушилка для шлама
- •Подготовка шлама к анализам
- •Выделение в шламе основной породы
- •Литологическое расчленение разреза по результатам фракционного анализа
- •Исследование керна. Отбор и подготовка керна к исследованиям
- •Литологическое (макро- и микроскопия пород) описание шлама и керна
- •3.4. Литологические, петрофизические, газометрические исследования шлама и керма
- •3.4.1. Карбонатометрия шлама и керна
- •3.4.2. Люминесцентно-битуминологический анализ (лба). Оценка характера насыщения на основании данных лба
- •Классификация битумоидов по люминесцентной характеристике капиллярных вытяжек
- •Количественная оценка содержания битумоидов
- •3.4.3. Оценка пористости пород
- •3.4.4.Глубокая дегазация шлама, керна, бурового раствора и проб ипт и методов твд
- •Термо-вакуумный дегазатор
- •Исследование бурового раствора и пластового флюида
- •Отбор проб бурового раствора
- •Газовый каротаж в процессе и после бурения
- •Расчетный лист для определения концентраций увг в буровом растворе
- •4.2.1. Поддержание работоспособности
- •Работа с раствором и нефтесодержащими добавками
- •Оценка характера насыщения перспективных участков разреза
- •4.3. Оценка характера насыщения перспективных участков разреза.
- •Определение типа углеводородных залежей
- •Углеводородный состав газа по условиям его нахождения
- •Определение контакта газ-нефть.
- •4.3.2. Интерпретация газокаротажных материалов по данным частичной дегазации промывочной жидкости.
- •4.3.3. Порядок и примеры интерпретации геологической информации при оценке характера насыщения пластов.
- •Газонасыщенные пласты.
- •Нефтенасыщенные и водоносные пласты.
- •5. Литолого-стратиграфическое расчленение разреза
- •5.1. Стратиграфическое расчленение разреза и корректировка геологического строения.
- •6. Количественное определение авпд по данным исследования керна и шлама.
- •7. Интерпретация данных гти
- •7.1. Оперативная обработка геофизической информации и комплексная интерпретация
- •7.2. Выявление и оценка продуктивных пластов.
- •7.3. Прогнозирование вскрытия кровли коллектора
- •7.4.Определение момента вскрытия кровли коллектора.
- •Диагностические признаки выделения коллекторов по изменению параметров обязательного комплекса гти
- •7.5. Решения, принимаемые при входе в коллектор.
- •7.6. Оценка продуктивности коллектора по данным гти
- •8. Интерпретация геофизических исследований
- •8.1. Выделение коллекторов, оценка их типа и пористости
- •8.2. Определение нефтегазонасыщенности пород-коллекторов
- •8.3. Подготовка рекомендаций
- •9. Оперативная обработка гидродинамических исследований
- •9.1. Определение характера насыщения пластов по ипт
- •Определение характера насыщения пластов по ипт
- •9.2. Определение гидродинамических параметров пласта
- •9.3. Оценка промышленной значимости продуктивных пластов
- •10. Оценка продуктивности разреза по результатам комплексной интерпретации гти, гис, ипт
- •11. Оформление материала
- •Подготовка отряда гти к началу работ на скважине и порядок передачи вахты
- •Руководство оператора-технолога станции гти
- •1.1. Установка станции на буровой
- •1.1. Установка усо
- •Установка датчиков технологических параметров.
- •Установка дегазатора и оборудования для транспортировки газовоздушной смеси.
- •. Калибровка датчиков.
- •9. Ходы насосов Хн1, Хн2, Хн3.
- •10. Температура раствора на выходе Твых.
- •11. Объёмы раствора в емкостях v1, v2, v3, v4, v5, Vдол.
- •Сбор и обработка реальновременной информации. Порядок работы.
- •Оформление и подготовка материала к сдаче в кип.
- •Виды и сроки выдачи результатов технологических исследований и газового каротажа.
- •Правила оформления диаграмм. Суточный рапорт отряда гти.
4.2.1.3. Капиллярные силы
(Слайд 1G4_8)
К поверхностным явлениям, протекающим на границе раздела двух фаз, относятся: возникновение поверхностей свободной энергии, поверхностного натяжения, натяжения на поверхности двух фаз, адсорбционных сил, прилипания и смачиваемости.
Взаимодействие между жидкостями и породами в пластовых условиях во многом зависит от капиллярных сил, проявляющихся на поверхности раздела двух фаз.
Молекулы поверхности жидкости с газообразной фазой лишь частично окружены молекулами жидкости и испытывают тенденцию быть втянутыми внутрь жидкости (проявление сил Ван-дер-Ваальса), чему мешают силы поверхностного натяжения, способствующие образованию поверхности типа упругой мембраны.
Поверхностное натяжение жидкостей является следствием их молекулярных свойств, проявляющихся вблизи поверхности жидкости на границе раздела двух жидкостей или жидкости и газа. Поверхностное натяжение выражается в стремлении жидкости уменьшить до минимума свою свободную поверхность, при этом затрачивается энергия. Количество работы, необходимой для образования 1 см2 поверхностной площади (эрг/см2), называют поверхностной энергией вещества. Натяжение поверхности жидкости на разделе фаз называется поверхностным натяжением и выражается силой в динах, необходимой для растяжения сжатой поверхности на расстояние в 1 см (дн/см), численно равной величине поверхностной энергии в эрг/см2.
Поверхностное натяжение на границе раздела между равновесными жидкой и паровой фазами является функцией давления, температуры и состава фаз. С повышением температуры поверхностное натяжение жидкости уменьшается, то же происходит с повышением давления. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз также снижается с превышением растворения газа в нефти выше давления точки насыщения. Поверхностное натяжение уменьшается с уменьшением разности в удельном весе между водой и нефтью. Нефти различного химического состава характеризуются разной величиной поверхностного натяжения на границе с водой и неодинаковым содержанием полярных компонентов.
Притяжение поверхностных молекул на границе раздела двух фаз силами Ван-дер-Ваальса называют энергией прилипания, или силой адгезии (адгезия — сцепление разнородных молекул друг с другом). С уменьшением поверхностного натяжения увеличивается энергия прилипания. Она измеряется количеством работы, затраченной при разделении двух фаз, и численно равна сумме поверхностных натяжений отдельно взятых веществ минус поверхностное натяжение на границе раздела двух фаз.
Применение поверхностно-активных веществ, положительно адсорбирующихся в пограничном слое, в случае закачки воды в пласт при разработке нефтяных залежей приводит к уменьшению поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз.
Это способствует образованию более тесной смеси двух иным путем несмешивающихся жидкостей (нефть и вода), или повышению нефтеотдачи пласта.
Низкое поверхностное натяжение на границе двух фаз приводит к образованию эмульсии (устойчивое диспергирование одной жидкости в другой). Эмульгатором является поверхностно-активное вещество, в небольшой степени растворимое в одной из жидкостей и адсорбируемое на ее поверхности.
В лабораторных условиях поверхностное натяжение измеряется тензиометрическим методом счета капель, методом удержанного пузырька, методом отрыва кольца, методом капиллярного подъема и др.
Смачиваемость представляет собой одно из проявлений сил прилипания. Жидкости, характеризующиеся наименьшей полярностью и, как следствие, наименьшим поверхностным натяжением, активней смачивают твердую поверхность, чем жидкости с высокой полярностью. Поверхностное натяжение ртути примерно в 7 раз больше воды. При смачивании стекла ртутью последняя собирается в сферические капли, образуя угол со стеклом больше 90°. В отличие от ртути вода является смачивающей жидкостью. Мерой смачивания служит краевой угол, образованный поверхностью твердого тела с касательной, проведенной к поверхности капли в точке соприкосновения ее с твердым телом (Котяхов, 1956). Краевой угол смачивания поверхности твердого тела жидкостями зависит от смачивающих свойств жидкости и поверхности породы. При нулевом значении угла смачивания жидкость полностью смачивает поверхность твердого тела и при 180° не смачивает поверхности. При смачивании твердого тела жидкостью выделяется тепло, носящее название теплоты смачивания. Оно тем больше, чем выше избирательная смачиваемость жидкости.
При движении смачивающих фаз вдоль твердой поверхности наблюдается явление кинетического гистерезиса смачивания, сказывающееся на образовании углов наступления и отступления, величина которых может значительно отличаться от величины статического краевого угла. С увеличением скорости движения мениска в капилляре угол наступления увеличивается, а угол отступления уменьшается (Котяхов, 1956).
