- •0.0. Орлов, m.I. Свдощук, в.Г. Омельченко о.М. Трубенко, m.I. Чорний нафто-газопромислова
- •Підручник
- •1Стор1я формування нафтогазопромислово1 геолог! I
- •1.1. Проблеми, повязан1
- •3 Нафтогазопромисловою геолопсю
- •1Стор1я формування нафтогазопромисловот геолопк
- •1.2. Св1товий видобуток нафти I газу
- •1.3. 1Стор1я геолопчних досл1дженб
- •12 Нафтогазопромислова геолопя
- •1.4. Динамка видобутку нафти I газу в украун1
- •1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни
- •1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт
- •2.1. Категорії свердловин
- •2.2. Геолого-технічний наряд на буріння свердловини
- •2.3. Вибір інтервалу відбору керна
- •2.4. Конструкція свердловини
- •2.5. Планування буріння свердловин
- •2.5.1. Перспективне планування
- •3.1. Відбір і вивчення керна
- •3.1.1. Бокові ґрунтоноси
- •3.1.2. Збереження керна
- •3.1.3. Опис керна, побудова кернограми
- •3.2. Відбір і вивчення шламу
- •3.2.1. Особливості відбору, методика опису і збереження шламу
- •3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі
- •3.2.4. Визначення тектонічних порушень насувного типу
- •3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном
- •3.3. Інші геологічні спостереження
- •3.3.1. Відбір проб нафти, газу та води
- •3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
- •3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
- •3.4.1. П'єзометричні свердловини
- •3.4.2. Контрольні свердловини
- •3.4.3. Нагнітальні свердловини
- •3.5. Геологічний контроль
- •3.6. Ускладнення
- •3.7. Геологічна документація
- •3.8. Геологічні методи вивчення розрізів свердловин у лабораторних умовах
- •3.8.1. Гранулометричний аналіз
- •3.8.2. Мінералогічний аналіз
- •3.8.3. Мікрофауністичніш аналіз
- •3.8.4. Спорово-пилковий аналіз
- •3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
- •3.8.6. Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз
- •3.8.7. Вивчення маркувальних горизонтів
- •3.8.8. Визначення пористості
- •3.8.9. Визначення проникності гірських порід
- •3.8.12. Визначення тиску насичення
- •3.8.13. Суть визначення співвідношень р—V— т пластових нафт
- •3.8.14. Визначення в'язкості пластової нафти
- •3.8.15. Поняття про складання рекомбінованоі проби нафти
- •4.1. Методи кореляції розрізів свердловин
- •4.1.1. Загальна кореляція
- •4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
- •4.1.3. Складання кореляційних схем
- •4.1.4. Складання
- •4.1.5. Регіональна кореляція
- •4.2. Складання геологічних профілів
- •4.2.1. Побудова геологічних профілів
- •4.3. Побудова структурних карт
- •4.3.1. Метод трикутників
- •4.3.2. Метод профілів
- •4.3.3. Метод сходження
- •4.3.4. Порядок знесення точок свердловин на структурних картах на лінію профілю
- •4.3.5. Умови, які впливають на точність побудови структурної карти
- •4.3.6. Урахування викривлення свердловини під час побудови структурних карт
- •4.3.7. Побудова карти поверхні
- •4.3.8. Побудова карт ефективних та ефективних нафтонасичених (газонасичених) товщин
- •4.4. Побудова карт
- •4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
- •4.4.8. Зональні карти
- •5.2. Радіоактивні методи каротажу
- •5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
- •5.3.1. Каротаж мікрозондами
- •5.3.2. Боковий каротаж
- •5.3.3. Термокаротаж
- •5.3.4. Кавернометрія
- •5.3.5. Газовий каротаж
- •5.3.6. Механічний каротаж
- •5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
- •5.3.8. Акустичний каротаж
- •5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)
- •5.4. Інтерпретація даних гдс
- •5.4.1. Розчленування
- •5.5. Використання геофізичних даних стосовно викривлених і спрямованих свердловин за азимутами і кутами їх відхилення від вертикалі
- •6.1. Гранулометричний склад порід
- •6.2. Пористість порід
- •6.3. Проникність порід
- •6.4. Тріщинуватість порід
- •6.5. П'єзопровідність гірських порід
- •6.6. Гідропровідність гірських порід
- •6.7. Вплив термодинамічних умов
- •6.8. Про можливість
- •6.9. Класифікація колекторів
- •7.2.1. Класифікація нафт
- •7.3. Фізико-хімічні властивості газу
- •7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика
- •8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
- •8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу
- •8.1.2. Використання термометрії
- •8.2. Пластові тиски в земній корі 8.2.1. Загальні положення
- •8.2.3. Інші причини формування нгпт
- •8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)
- •8.2.5. Використання інформації
- •8.2.9. Використання інформації
- •9.1. Сили, які утримують нафту в пласті
- •9.2. Сили,
- •9.2.1. Напір води
- •9.2.2. Тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки)
- •9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу
- •9.2.4. Пружність рідини і породи
- •10.1. Розкриття горизонтів
- •10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин
- •10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою
- •10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
- •10.3.1. Застосування пар
- •10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти
- •Розробка нафтових і газових родовищ
- •11.1.2. Система розробки знизу—вгору
- •11.1.3. Комбінована система розробки
- •11.1.4. Порядок виділення
- •11.2. Системи розробки
- •11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин
- •11.3. Особливості розробки
- •11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах
- •11.3.2. Поклади нафти
- •11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах
- •11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
- •11.3.5. Нафтові поклади
- •11.3.6. Нафтові облямівки
- •11.3.7. Газові поклади
- •11.3.8. Газоконденсатні поклади
- •11.3.9. Розташування видобувних свердловин у разі розробки покладів вв, пов'язаних із плікативно ускладненими структурами
- •11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів
- •12.1. Поняття про методи інтенсифікації та вторинні методи розробки
- •12.2. Методи інтенсифікації видобутку нафти і газу
- •12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах
- •12.1.4. Обробка привибійних зон свердловин твердити вибуховими речовинами
- •12.1.5. Інші види дії на пласт
- •13.1. Вибір об'єктів
- •13.2. Спостереження в процесі видобутку
- •13.4. Нагнітання газу
- •13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі
- •13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта
- •13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід
- •13.9. Застосування ультразвукових коливань
- •13.10. Витіснення нафти вуглекислим газом
- •13.11. Витіснення нафти
- •14.1. Організація геологічної служби на промислах
- •14.2. Геологічний контроль
- •14.4.2. Методи підрахунку запасів нафти
- •14.5. Охорона надр
- •14.5.1. Буріння свердловин
- •14.5.2. Випробування свердловин
- •14.5.3. Експлуатація нафтових і газових родовиш
3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
У процесі буріння свердловини постійно спостерігають за відхиленням свердловини кидальним приладом (рис. 3.30).
Перед підійманням бурильного інструменту для заміни долота у середину бурильних труб спускають кидальний прилад і залишають свердловину в стані спокою на 10—12 хв. Прилад доходить до нижньої частини бурильного інструменту і зупиняється над долотом (при роторному бурінні) або над турбіною (при турбінному способі буріння).
Після підіймання бурильних труб на поверхню із кидального приладу виймають скло і вивчають положення на ньому риски, що утворилася внаслідок дії плавікової кислоти. Якщо риска розташована горизонтально, то свердловина є вертикальною. Якщо риска нахилена, то вимірюють кут (З між рискою і горизонтальною лінією. Це і є кут відхилення свердловини від вертикалі (рис. 3.31). У цьому разі слід негайно викликати геофізичний загін для проведення інклінометри' — виміру кута і азимута відхилення свердловини.
Рис. 3.30. Принципова схема кидального приладу
Рис. 3.31. Замір кута відхилення свердловини від вертикалі на склі по рисці від плавікової кислоти.
Свердловина: а —вертикальна; б — викривлена під час буріння
3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
3.4.1. П'єзометричні свердловини
П'єзометричні свердловини призначені для спостереження за зміною рівня води в них з метою з'ясування впливу на пласт відбору рідини в цілому із пласта і в окремих свердловинах, а також для з'ясування впливу нагнітання води в пласт, якщо воно проводиться. Дані п'єзометричних свердловин можна використовувати для вивчення характеру перерозподілу пластових тисків у нафтовому пласті, а також встановлення пружних властивостей рідини і пластів під час розробки. Для проведення вимірів у таких свердловинах застосовують п 'єзограф.
Прилад (рис. 3.32) складається з поплавця / і контрвантажу 3, закріплених на протилежних кінцях сталевого дроту 2, перекинутого через балансирний ролик 4. Зміну положення рівня у свердловині постійно сприймає поплавець і через балансирний ролик передає на масштабний ролик 5. Рухоме перо, укріплене на повзунку 7, рухається у вертикальній площині від масштабного ролика і робить запис на стрічці барабана записувального механізму 6, якому обертальний рух надає годинниковий механізм 8. Лічильник обертів 9 безупинно показує положення рівня рідини у свердловині. Коли стрічка барабана записувального механізму повністю використана, її замінюють на нову, а отриману криву, що відповідає зміні положення рівня рідини у свердловині з часом, аналізують.
На рис. 3.33 подано схему роботи дистанційного п'єзографа. Усі зміни рівня рідини в свердловині прослідковує поплавець 6, розміщений у корпусі глибинного снаряда 5, і по кабелю 4, на якому спускають снаряд, передає на земну поверхню на прилад, що реєструє рух поплавка /, який безупинно фіксує зміни рівня рідини у свердловині. Снаряд спускають за допомогою лебідки 3, зв'язаної з електродвигуном 2. Коли поплавець досягає крайніх верхнього і нижнього положень, автоматично вмикається електропривід лебідки, що спускає чи підіймає снаряд на довжину ходу поплавця.
Як п'єзометричні використовують і розвідувальні свердловини, що опинилися за контуром нафтоносності або були в експлуатації, а потім обводнились контурною водою. Іноді бурять спеціальні п'єзометричні свердловини за внутрішнім контуром нафтоносності. Контрольні свердловини слугують для спостереження за зміною пластових тисків у нафтовій частині покладу, визначення параметрів пласта, спостереження за рухом водонаф-тового контакту (ВНК), швидкістю просування контурних вод тощо.
Для встановлення положення ВНК у контрольних свердловинах застосовують електрокаротаж і радіоактивний каротаж. Положення ВНК можна визначити у такий простий спосіб. У свердловину опускають насосно-компресорні труби (НКТ) ближче до вибою і прокачують у них нафту з таким розрахунком, щоб уся свердловина була заповнена тільки нафтою. Потім свердловину залишають якийсь час у спокої, протягом якого відбувається приплив води із пласта у свердловину.
Спостереження за п'єзометричними свердловинами дають змогу отримувати інформацію про окремі пласти родовища в законтурній частині, а також вивчати взаємодію між ними і нагнітальними свердловинами.