- •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
8.9 Контроль за гидравлическим разрывом пласта
Этот контроль может быть осуществлен с помощью радиоактивных изотопов, для чего активируется часть (обычно 1-2 кг) рабочего агента - песка. Обычно для активации песка используют радиоактивный изотоп железа Fe59. Зоны гидравлического разрыва, куда вошел активированный рабочий агент, на кривых гамма-излучения отмечаются повышенной интенсивностью.
8.10 Контроль технического состояния обсадных труб
Систематический контроль технического состояния обсадных труб является одной из наиболее действенных мер предотвращения возможных аварий и заключается в определении их толщины, внутреннего диаметра, овальности, местоположения башмака и муфтовых соединений, а также в выявлении в них различных дефектов (трещин, порывов и т.д.).
Гамма-толщимер, входящий в состав комплексного скважинного прибора дефектомера-толщиномера СГДТ-2, позволяет определить среднюю толщину стенки обсадных труб с точностью до 0.25 мм, установить положение соединительных муфт (замков), цементирующих фонарей, интервалов перфорации и мест порыва колонны.
Для изучения технического состояния обсадных колонн применяются электромагнитный профилограф, калибромер, профилемер, микрокаверномер и индуктивные дефектомеры.
Локатор ЛР позволяет проводить в обсаженной скважине одновременную запись кривых локатора муфт и радиоактивного каротажа. Одновременная запись кривых РК (ГК) и локатора муфт обеспечивает привязку муфтовых соединений обсадных труб к разрезу скважины, что в последующем используется для точной установки перфоратора на заданной глубине с помощью магнитного локатора для перфораторов.
Прихваты бурильных (насосно-компрессорных) труб – наиболее частый вид аварий при бурении скважин. Место прихвата труб определяют с помощью прихватоопределителя (ПО). Скважинный прибор ПО представляет собой датчик (электромагнит), состоящий из катушки и сердечника, помещенных в корпус из немагнитной стали.
9.Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений
Основную информацию о процессах разработки месторождений залежей нефти получают в результате гидродинамических, геофизических и лабораторных (физико-химических) методов исследования пластов и скважин. Исходя из условий разработки нефтяных месторождений на современном этапе основными задачами контроля за разработкой геофизическими методами являются: - исследование состояния заводнения и выработки продуктивных пластов. контроль положения ВНК и оценка изменения нефтенасыщенности. Определение ВНК и текущего насыщения неперфорированных нефтегазонасыщенных пластов. Контроль положения ГНК и оценка изменения газонасыщенности. Определение охвата заводнением по толщине пласта. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности. Исследование продуктивности и энергетического состояния объектов эксплуатации в добывающих скважинах. Распределение отобранной нефти по пластам объекта разработки. Определение источника обводнения продукции в интервале объекта разработки. Определение пластовой температуры. Определение пластовых и забойных давлений. Контроль за выработкой пластов добывающих скважин. Контроль за работой нагнетательных скважин. Определение профилей поглощения, распределения закачиваемой воды по пластам.