- •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
4.1.1. Загальна кореляція
Загальна кореляція починається з виділення і порівняння на каротажних діаграмах опорних горизонтів, які чітко простежуються за даними дослідження керна і матеріалами промислової геофізики у першій розвідувальній свердловині.
Після попередньої кореляції за опорними горизонтами приступають до пошарової кореляції. При цьому зіставлення, ув'язку виділених геоелектричних реперів здійснюють від нижнього репера до верхнього. Основною задачею порівняння при цьому є виділення тих самих шарів, пачок, пластів і горизонтів, що і в перших свердловинах. Шари, пачки, пласти і горизонти простежують за подібністю конфігурації каротажних діаграм, які відповідають однойменним пластам.
Межі пластів і пачок проводять аналогічно, як їх виділено у перших свердловинах, для чого каротажні діаграми пересувають паралельно одна відносно іншої вздовж шкали глибин. У процесі зіставлення виникають випадки, коли кореляція порушується, тобто змінюється товщина окремих пачок або шарів. У такому разі каротажні діаграми суміщають по покрівлі або підошві вишезалягаючого геоелектричного репера і починають від нього простежувати пласти зверху вниз до того місця, де встановлено порушення кореляції.
Після ув'язки діаграм стандартного каротажу переходять до зіставлення даних щодо літології порід та їх віку, отриманих у результаті комплексних досліджень керна і шламу. Потім виділяють у розрізі досліджуваної свердловини стратиграфічні підрозділи за аналогією вікових і літологічних характеристик.
4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
Детальну кореляцію розпочинають з виділення опорних горизонтів (геоелектричних реперів), які залягають вище і нижче досліджуваного пласта (якщо вище передбачається нормальне залягання пластів), або по маркувальному горизонту всередині пласта (якщо покрівля і підошва розмиті). Якщо покрівля і підошва розмиті та відсутні маркувальні горизонти, використовують так звані місцеві (групові) репери, які простежуються в межах тільки окремих груп пластів.
Після попередньої кореляції по геоелектричних реперах також здійснюють пошарову кореляцію продуктивних пластів. Основним завданням при цьому є простеження характеру поширення продуктивних шарів та прошарків і непроникних прошарків, що їх розділяють, а також фаціальної мінливості по розрізу і площі в межах продуктивного пласта чи горизонту.
У процесі детальної (зональної) кореляції виділяють зональні інтервали, тобто частини розрізу пласта, які за літолого-фізичними властивостями і положенням відрізняються від інших інтервалів та простежуються на більшій частині площі. Виділення і простеження зональних інтервалів має велике практичне значення для вивчення геолого-промислових особливостей і геологічної будови продуктивного пласта. Зональна кореляція набуває важливого значення під час вивчення і розчленування продуктивних
пластів за значної їх фаціальної мінливості (рис. 4.1) у процесі підрахунку запасів, проектування і аналізу стану їх розробки.
За результатами детальної кореляції будують зональну карту (карту поширення колекторів). За визначенням М.О. Жданова, зональною слід називати карту меж розвитку зональних інтервалів і ділянок їх зливання з вище- і нижчезалягаючими інтервалами. Методику складання цих карт викладено нижче. Спочатку будують карти поширення кожного виділеного проникного прошарку. Потім послідовно ці карти накладають одну на одну, в результаті чого отримують зональну карту в цілому для всього продуктивного горизонту. На цій карті умовними позначками показують ділянки: а) розвитку окремих проникних прошарків; б) послідовне зливання прошарків — першого і другого тощо; в) зливання всіх проникних про-
Рис. 4.1. Детальна (зональна) кореляція геолого-геофізичних розрізів нижньофранських відкладів ОІ канівської площі (за В.О. Добрянським):
1 — пісковики; 2 — алевроліти; 3 — аргіліти; 4 — вапняки; ПО — уявний опір
Рис. 4.2. Схема побудови зональної карти (за М.О. Ждановим):
а — схема виділення зональних інтервалів (І—VI); б — зональна карта піщаного інтервалу II; 7 — пісок; 2 — глина; 3 — свердловина; 4 — площа поширення зонального інтервалу II; площі злиття інтервалів: 5 — II та НІ, 6 — II та І, 7—1, II та III
шарків; г) фаціального заміщення проникних прошарків глинистими щільними породами (рис. 4.2).
Зональні карти дають змогу детально вивчити літолого-фізичні властивості та фаціальні особливості продуктивного пласта, тобто встановити його неоднорідність по площі й розрізу. Велику увагу при цьому надають виявленню тупікових і застійних зон, ділянок зливання окремих пропластків, які слід враховувати для розробки заходів щодо дії на пласт, розміщення видобувних і нагнітальних свердловин.
У процесі проектування та аналізу розробки за допомогою зональних карт визначають метод дії на пласт (законтурне, приконтурне, внутрішньо-контурне заводнення тощо), розміщення резервних видобувних свердловин, можливі напрямки утворення язиків обводнення, характер просування внутрішнього і зовнішнього контурів нафтоносності.