- •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.
2.2. Дополнительные методы
2.2.1. Свабирование
Используется с целью оперативного выделения проницаемых пластов-коллекторов и оценки характера их насыщения. Физическая сущность его заключается в создании депрессии на призабойную часть скважины, изменении дифференциального давления в системе “скважина - пласт", вызова притока из проницаемого интервала и последующего изучения физико-химических свойств поступившего в скважину пластового флюида. Создание депрессии на пласт достигается путем резкого подъема бурильной колонны на длину ведущей штанги.
Испытание свабированием проводится по рекомендации геолога станции ГТИ при признаках прохождения перспективного нефтегазоносного интервала: повышении механической скорости проходки (более чем в 2раза) и суммарных газопоказаний (более чем в 1,5 раза), наличии в шламе или керне примазок битумоидов, запаха нефти, бензина, высокой люминесценции шлама или керна (>3 баллов), поглощении промывочной жидкости.
Испытание свабированием производится в следующей последовательности:
- после выдачи рекомендации на проведение испытания свабированием, согласования его с буровой бригадой и дежурным геологом УРБ бурение прекращается;
- бурильный инструмент приподнимается над забоем на 0,5 м, измеряется объем раствора в приемной емкостиV1 и циркуляция прекращается;
- бурильный инструмент резко поднимается с заранее рассчитанной скоростью подъема над забоем на длину ведущей штанги (12-14 м) и медленно со скоростью 0,1 м/с опускается до забоя. Указанная операция повторяется 2-3 раза;
- после каждого подъема-спуска измеряется изменение объема промывочной жидкости в приемной емкости (∆V1, ∆ V2 и т.д.);
- включается циркуляция, измеряется объем промывочной жидкости в приемной емкости V2и проводится непрерывная регистрация суммарных газопоказаний Гсуми раздельный анализ газовоздушной смеси. При повышении значений Гсум более чем на 1/3 от фоновых отбирается 2-3 пробы промывочной жидкости для проведения термовакуумной дегазации;
- после выхода забойной порции промывочной жидкости, если отсутствуют признаки прохождения коллектора, бурение продолжается, а при признаках наличия коллектора выдается рекомендация на бурение с отбором керна.
При проведении испытания свабированием оператор станции ГТИ постоянно информирует дежурного геолога и бурового мастера об изменениях объема промывочной жидкости в приемной емкости, суммарных газопоказаний и составе газа. Для создания депрессии на пласт при проведении свабирования должно выполняться условие
Рпл>Ргс-∆Рсв(1) ,
где∆Рсв - перепад давления за счет эффекта свабирования.
В процессе бурения поисковых и разведочных скважин определение∆Рсвдолжно производиться при каждом наращивании. При этом измеряются и рассчитываются следующие данные: скорость подъема бурильных труб, изменение объема бурового раствора в приемных емкостях до и после наращивания, газосодержание, состав УВГ и удельное электрическое сопротивление бурового раствора после включения циркуляции.
Признаки вскрытия нефтенасыщенного пласта следующие: увеличение объема бурового раствора в приемной емкости сразу же после свабирования, возрастание Гсум и рс.выхчерез полуцикл промывки, соответствие компонентного состава газа нефтяной залежи.
Признаками, свидетельствующими о вскрытии газоносного пласта, являются: увеличение расхода бурового раствора на выходе из скважины Qвых, возрастание Гсум и рс.вых через полуцикл промывки, причем увеличение Qвых будет наблюдаться несколько раньше, чем Гсум и рс.вых. Аномалия на кривых Qвых и Гсумбудут тем больше, чем больше газа поступит в скважину при свабировании. Дополнительный признак вскрытия газоносного пласта - это соответствие компонентного состава газа ожидаемому для газовых залежей данной площади.
Если при свабировании наблюдалось увеличение объема бурового раствора в приемной емкости, а после полуцикла промывки незначительное возрастание Гсум и снижение рс.вых, то это признаки вскрытия водоносного пласта.
При интерпретации первичных материалов необходимо учитывать, что даже при соблюдении неравенства (1) свабирование может не дать положительных результатов. Это может быть обусловлено рядом причин: типом пластового флюида (вязкая нефть), характеристикой коллектора (низкие коллекторские свойства), наличием глубокой зоны проникновения фильтрата в пласт и т.д.
Во избежание закупорки призабойной части пласта свабирование следует проводить сразу же после появления признаков вскрытия коллектора. В перспективных участках разреза, когда признаки наличия коллектора проявляются очень слабо, свабирование можно проводить перед наращиванием бурильного инструмента.
Результаты свабирования немедленно доводятся до сведения буровой бригады и геологической службы УРБ. При признаках, подтверждающих наличие нефтегазонасыщенного коллектора, выдается рекомендация на проведение ИПТ.