- •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.
9. Оперативная обработка гидродинамических исследований
При интерпретации на скважине результатов испытания решаются следующие задачи:
определение характера насыщения пластов;
определение гидродинамических параметров пласта;
- оценка промышленной значимости продуктивных пластов.
9.1. Определение характера насыщения пластов по ипт
Рекомендуется определять характер насыщения пластов в соответствии со следующей схемой (табл.14).
Таблица 14
Определение характера насыщения пластов по ипт
Характеристика отобранной пробы |
Наиболее вероятная интерпретация |
1.Чистая нефть |
В интервале имеется пласт (пласты), содержащий подвижную нефть. Водоносных пластов нет. |
2.Нефть с пластовой водой в виде эмульсии или в свободном состоянии |
В интервале испытания кроме нефтеносного пласта имеется водоносный пласт или подошвенная вода. |
3.Нефть с буровым раствором или фильтратом |
В интервале испытания имеется нефтеносный пласт, но при испытании промывочная жидкость и фильтрат не вытеснены за период притока из подпаркетного пространства. |
4.Нефть с большим содержанием газа |
1. В интервале испытания имеется нефтеносный пласт. При испытании давление на забое значительно ниже давления насыщения пластового флюида и в момент закрытия клапанов флюид в пробоотборнике представлял газожидкостную смесь. 2. Пробоотборник не герметичен. При его подъеме часть флюидов вытеснялась наружу через негерметичные соединения. Вследствии понижения давления часть газа выделилась из нефти. 3. К интервалу испытания приурочена залежь нефти с газовой шапкой. При испытании через инструмент и пробоотборник движется газонефтяная смесь. Для выбора одного из трех возможных заключений используются сведения геологического порядка (могут быть в данном районе залежи с газовой шапкой), признаки негерметичности пробоотборника (низкое давление в камере пробоотборника, выделение пузырьков газа или нефти в соединениях). |
5.В основном газ |
1. В интервале испытания имеется газоносный пласт. 2. В интервале испытания имеется нефтеносный пласт. При испытании ниже давления насыщения флюида выделилось значительное количество газа, который после закрытия запорного клапана создал под ним газовую подушку. Для выбора одного из двух возможных заключений используются данные об углеводородном составе газа по хроматограмме. |
6.Незначительное количество нефти и пластовой воды |
1. В интервале испытания имеется пласт с «остаточной» нефтью, незначительное содержание которой в пористой среде определяет для нее вязкую фазовую проницаемость. Фазовая проницаемость для воды значительна. 2. В интервале испытания имеется пласт, насыщенный вязкой, малоподвижной нефтью, возможно обладающей структурными свойствами, а также водоносный пласт. При испытании основную долю притока составляет пластовая вода. 3. Мощность водоносного пласта значительно превосходит мощность нефтеносного. Для выбора одного из возможных заключений могут быть использованы данные о физико-химических свойствах нефти (вязкость, Ксп, плотность), данные об углеводородном составе газа (значительное содержание бутанов и пентанов, низкое значение отношений содержания изомеров и нормальных углеводородов говорят об остаточном характере нефтенасыщения), прямые и косвенные данные, характеризующие нефтенасыщенность разреза (результаты ГИС, анализа керна, шлама, грунтов в интервале испытания). При положительных характеристиках химического состава нефти испытания следует повторить в селективном режиме. |
7.Пластовая вода без признаков нефти |
В интервале испытания имеется только водоносный пласт (пласты). Дополнительным подтверждением этого вывода могут служить результаты анализа газа, извлеченного из воды. |
8.Пластовая вода, буровой раствор, его фильтрат |
В интервале испытания имеется только водоносный пласт (пласты). Углеводородный состав извлеченного газа должен служить дополнительным критерием. |
9.Фильтрат или его смесь с буровым раствором |
Критерием, позволяющим судить о характере нефтенасыщенности пласта, является состав растворенного газа, близость этого газа по составу к типичным газам, пластовой воде, нефти. В поисково-разведочных скважинах испытание рекомендуется повторить в селективном режиме при более длительном вызове притока. |
10.Буровой раствор |
Объем извлеченной из пласта жидкости недостаточен для оценки нефтенасыщенности пласта. При отсутствии положительной КВД газа испытание повторить. |
При интерпретации данных ИПТ большую роль играют результаты анализа газа, извлеченного из отобранной при испытании пробы. С учетом геологических особенностей для каждого из районов выявляются закономерности в распределении отдельных компонентов углеводородного газа в пластах с различным насыщением.
Рассмотрим характерные случаи определения вероятной насыщенности объекта по данным анализа газовой фазы пробы.
Газ выделен из пробы жидкости, в которой содержится нефть (или вся проба представляет собой нефть). В этом случае данные о составе нефтяного газа используются в обычном порядке, так как характер насыщения объекта однозначен.
Газ выделен из пробы жидкости, в которой имеются пленки нефти. В этом случае необходимо установить, является ли нефть остаточной (т.е. неподвижной) или в интервале испытания имеются пласты с подвижной нефтью, которая не извлечена в силу применения несовершенной технологии испытания. Признаки остаточного нефтенасыщения: высокое содержание в газе изобутана (более 5%) и изопентана (более 4%). Кроме того, отношение содержания изопентана к нормальному пентану как правило, меньше единицы.
3. Газ выделен из пробы жидкости, состоящей из фильтрата бурового раствора, пластовой воды или их смеси. В этом случае необходимо установить, нет ли в испытуемом интервале пластов с признаками нефти.
Если газ содержит повышенное содержание метана (более 70-80%), незначительное количество тяжелых компонентов и пониженное количество изобутана (меньше 0,3%) и изопентана (меньше 0,5%), то наиболее вероятным является отсутствие нефтеносных пластов в интервале испытания.