- •Удк 550.830
- •1.Геолого-геофизические и технические условия нефтегазовых месторождений и перспективных отложений
- •1.1. Литолого-минералогическая характеристика пород
- •1.2. Нефтегазоносность
- •1.3. Коллекторские и физические свойства нефтегазоносных пород
- •1.4. Термобарические условия
- •1.5. Минерализация пластовых вод
- •1.6. Технологические условия бурения скважин и проведения гис
- •2. Комплекс геофизических исследований скважин
- •2.1. Наборы методов гирс (геофизические исследования и работы в скважинах)
- •Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах
- •2.1.1. Задачи комплексных методов исследования скважин
- •2.1.2. Геофизические методы
- •2.1.3. Гидродинамические методы исследования скважин
- •2.1.4. Гидропрослушивание скважин
- •2.1.5. Геохимические методы исследований
- •2.1.5.1. Метод фотоколориметрии
- •2.1.5.2. Определение содержания микрокомпонентов металлов
- •2.2. Технология проведения гис
- •2.2.1. Основные, дополнительные и повторные гис, выполняемые по стандартным методикам
- •2.2.2. Геофизические исследования, выполняемые в скважинах, заполненных промывочными жидкостями
- •2.2.3. Метрологическая проверка аппаратуры
- •2.2.4. Контроль качества материалов гис
- •3. Гис в необсаженнОм (открытом) ствоЛе
- •3.1.Электрические методы
- •3.1.1. Удельное сопротивление пород
- •3.1.2. Базовые геоэлектрические модели и их типичные характеристики
- •3.1.3. Электрический каротаж
- •3.1.3.1. Измерение кажущегося удельного сопротивления обычными зондами
- •3.1.3.2. Кривые кажущегося удельного сопротивления против пластов ограниченной мощности
- •3.1.4. Боковое каротажное зондирование (бкз)
- •3.1.5 Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности. Палетки бкз.
- •3.1.6. Микрозондирование
- •3.1.7. Боковой каротаж
- •3.1.7.1. Основные зонды бокового каротажа
- •3.1.7.2. Боковой микрокаротаж
- •3.1.8. Индукционный метод
- •3.1.9. Викиз
- •3.1.9.1. Литологическое расчленение разреза
- •3.1.9.2. Выделение коллекторов и оценка типа насыщения
- •3.1.10. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации
- •3.1.10.1.Диффузионно-адсорбционные потенциалы
- •3.1.10.2. Фильтрационные потенциалы пс
- •3.1.10.3. Измерение потенциалов пс в скважинах
- •3.1.10.4. Обработка и интерпретация диаграмм сп
- •3.1.11. Метод потенциалов вызванной поляризации
- •4. Радиоактивный каротаж
- •4.1. Гамма-каротаж
- •4.2. Нейтронный каротаж (стационарные нейтронные методы)
- •4.2.1. Нейтронный гамма-каротаж (нгк)
- •4.2.2. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ннк-т) и надтепловым нейтронам (ннк-н)
- •5.Акустический каротаж
- •5.1. Акустический каротаж по скорости и затуханию
- •6. Другие виды исследования скважин
- •6.1. Метод естественного теплового поля
- •6.2. Метод искусственного теплового поля
- •6.3. Газовый каротаж
- •6.4. Механический каротаж
- •7. Интерпретация материалов гис
- •7.1. Оперативная интерпретация данных гис
- •7.2. Сводная интерпретация гис
- •7.3. Расчленение разреза
- •7.4. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины
- •7.5. Петрофизическое обеспечение методик интерпретации
- •7.6. Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов
- •7.7. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации
- •7.8. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа
- •7.9. Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- •7.10. Определение коэффициента проницаемости коллекторов
- •7.11. Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов
- •7.12. Оценка насыщенности коллекторов
- •7.13. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
- •7.14. Использование результатов гис
- •7.14.1. Подсчет запасов нефти и газа
- •7.14.2. Проектирование разработки
- •8. Контроль технического состояния скважин и процессов разработки нефтяных и газовых месторождений (обсаженного ствола)
- •8.1. Измерение искривления скважин (инклинометрия)
- •8.2. Определение диаметра скважин
- •8.3. Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества цементирования обсадных колонн
- •8.4 Гамма-гамма-каротаж
- •8.5 Акустический каротаж цементирования
- •8.6 Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости
- •8.7 Определение мест притока вод в скважину
- •8.8 Определение затрубной циркуляции вод
- •8.9 Контроль за гидравлическим разрывом пласта
- •8.10 Контроль технического состояния обсадных труб
- •9.Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •9.1. Геофизические методы контроля
- •9.2. Нейтронные методы (иннк)
- •9.3. Методы состава и притока жидкости в стволе скважины
- •9.4. Влагометрия
- •9.5. Резистивиметрия
- •9.6. Плотнометрия
- •9.7. Термометрия
- •9.8. Шумометрия
- •9.9. Расходометрия
- •9.10. Гидродинамическая расходометрия (ргт)
- •9.11. Термокондуктивная расходометрия
- •9.12. Радиогеохимический метод
- •9.13. Индикаторные методы с закачкой различных трассеров
- •9.14. Метод радиоактивных изотопов
- •9.15 Нейтронные методы меченного вещества
- •9.16 Индикаторы радикального типа
- •10. Перфорация обсадных колонн и торпедирование. Отбор проб
- •10.1. Пулевая перфорация.
- •10.2. Кумулятивная перфорация
- •10.3. Гидропескоструйная перфорация
- •10.4. Торпедирование
- •10.5. Отбор образцов пород
- •Список литературы
- •Содержание
7.14. Использование результатов гис
7.14.1. Подсчет запасов нефти и газа
На основе материалов ГИС получают следующую информацию:
Сведения о эффективной толщине (hэф), коэффициенте пористости (Кп), коэффициенте нефте(газо)насыщения (Кнг) по каждому пластовому пересечению в каждой скважине, пробуренной в контуре месторождения.
Сведения о положении начальных контактов ВНК, ГВК, ГНК по отдельным скважинам, находящимся соответственно в водонефтяной, газоводяной, газонефтяной зоне.
Схемы корреляции разрезов скважин, выполненных по данным комплекса ГИС, которые являются основой для составления геологических профилей, карт структурных, равной мощности, равного удельного нефте(газо)содержания и подсчетных планов.
7.14.2. Проектирование разработки
Используются практически все сведения о резервуаре – объекте разработки, которые были получены по данным ГИС при подсчете запасов.
Информация о значениях параметров Кпр и Кп по пластовым пересечениям разрезов скважин и профиле изменения этих параметров по вертикали в неоднородных пластах дает основание для прогноза коэффициента вытеснения, коэффициента охвата разработкой по толщине объекта разработки.
8. Контроль технического состояния скважин и процессов разработки нефтяных и газовых месторождений (обсаженного ствола)
Контроль технического состояния скважин заключается в проведении следующих видов промыслово-геофизических работ: измерения искривления скважин, определения диаметра, контроль за качеством цементирования обсадных колонн, обнаружения мест притока в скважину, определения износа обсадных колонн и мест прихвата бурильного инструмента.
8.1. Измерение искривления скважин (инклинометрия)
Скважины в зависимости от геологических, геоморфологических и других условий проектируют или вертикальными или наклонно-направленными. В процессе бурения ствол скважины обычно отклоняется от заданного направления из-за влияния ряда геологических и технических факторов, т.е. искривляется.
Замеры искривления нефтяных и газовых скважин осуществляются инклинометрами с дистанционным электрическим измерением типа КИТ (КИТА) и других.
Инклинометры с дистанционным электрическим измерением состоят из скважинного прибора с удлинителем и наземного пульта. Инклинометр КИТ рассчитан на работу с одно- и трехжильным кабелем в необсаженных скважинах при температуре до 200 0 С и давлении до 65 МПа. Он позволяет измерять угол наклона в диапазоне 0-50 0 с погрешностью не более 0.5 0, а азимут плоскости искривления – в пределах 0-360 0 с погрешностью не более 4 0 при углах наклона 3 0. Прибор КИТА отличается от вышеописанного более прочным кожухом и рассчитан на работу в скважинах при давлениях до 120 МПа.
Для обеспечения нормальной работы инклинометров систематически (не реже 1 раза в месяц) производятся регулировка и балансировка их подвижных систем с использованием установочного инклинометрического стола. Измерение элементов искривления скважины производится при подъеме прибора со скоростью, не превышающей 2000 – 2500 м/ч. В вертикальных скважинах интервалы замеров составляют 20-25 м, в наклонно-направленных – 5-10 м.
Первый замер производится на 2-3 м выше забоя. Для контроля качества измерений через каждые 5-10 точек в вертикальных и в каждой точке в наклонно-направленных скважинах, на 1 м выше основного замера, измерения повторяются, т.е. выполняются контрольные замеры. При последующих работах в скважине интервалы замеров, как правило, частично перекрываются (не менее чем в 3-5 точках). Результаты контрольных замеров не должны отличаться от предыдущих на величины, превышающие допустимые погрешности приборов.
Результаты инклинометрических измерений записываются в журнал наблюдений, где указываются скважина и район ее расположения, дата проведения работ, тип и номер прибора, сведения о скважине. В таблице замеров указывают значения углов , и дирекционного угла в соответствии с глубинами их измерений.
Дирекционный угол = + D, где - угол сближения между осевым меридианом и меридианом в данной точке (может быть положительным или отрацательным); D – магнитное отклонение (восточное со знаком плюс, западное – минус). Значение D указываются на географических картах. По значениям измеренного угла и вычисленного дирекционного угла строится проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость, называемая инклинограммой.
Масштаб построения инклинограмм обычно выбирается 1:200 или 1:100. Если углы отклонения скважины от вертикали малы (не превышают 1-2 0), азимут искривления неустойчив. В связи с этим проекции таких участков либо не строят, либо строят для укрупленных участков по усредненным данным замеров.