- •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
5.2. Радіоактивні методи каротажу
На цей час найбільш поширені два методи радіоактивного каротажу: гамма-каротаж (ГК) і нейтронний гамма-каротаж (НГК). У разі гамма-каротажу вимірюють природне гамма-випромінювання порід, тобто їх природну радіоактивність, у разі нейтронного гамма-каротажу визначають інтенсивність вторинного гамма-випромінювання, зумовленого дією нейтронів на породу.
Крім того, існує ще багато додаткових методів радіоактивного каротажу, наприклад: нейтронний каротаж, вивчення розсіяного гамма-випромінювання порід, метод радіоактивних ізотопів, гамма-гамма каротаж, гамма-спектроскопія та ін.
Суть гамма-каротажу: радіоактивні елементи, що входять до хімічного складу порід, випромінюють альфа-, бета-, гамма-проміння (а, (3, у).
У свердловину спускають зонд, обладнаний реєстратором у-випромі-нювання порід — звичайним лічильником Гейгера.
Під час радіоактивного каротажу реєструють лише у-випромінювання, оскільки цей вид променів має достатньо високу проникну здатність і може бути зареєстрований в породах у бурових свердловинах, як необсадже-них металевими обсадними колонами, так і після їх обсадження.
Визначення зміни інтенсивності у-випромінювання порід уздовж стовбура свердловини називають гамма-каротажем (ГК).
Криву, одержану в результаті заміру і яка характеризує інтенсивність у-випромінювання пластів порід уздовж стовбура свердловини, називають гамма-каротажною кривою.
За природною радіоактивністю виділяють такі групи осадових гірських порід:
дуже високої радіоактивності (бентоніт, вулканічний попіл);
високої (глибоководні тонкодисперсні глини, калійні солі);
середньої (мілководні континентальні глини, мергелі, вапнякові й піщані глини);
низької (гіпси, кам'яна сіль, вугілля, ангідрит).
Згідно з даними ГК, збільшення вмісту глинистих або мулистих часточок в осадовій породі зумовлює збільшення її радіоактивності. Також установлена залежність між радіоактивністю гірської породи і її кольором. Чим темніша порода, тим вища її радіоактивність. Це не стосується порід, темний колір яких зумовлений вмістом у них нафти.
Суть нейтронного гамма-каротажу (НГК) така: у свердловину опускають зонд або пристрій, аналогічний пристрою для гамма-каротажу, але забезпечують його джерелом нейтронів, ізольованим від лічильника Гейгера свинцевою перегородкою.
Джерелом нейтронів слугує суміш солі радію чи полонію й берилію.
В гірських породах затримка нейтронів відбувається переважно внаслідок їх зіткнення з ядрами водню. Зіткнення з ядрами інших елементів спричинює передусім розсіювання нейтронів.
Повільний нейтрон рухається, доки в результаті одного із зіткнень із ядром елемента водню він не буде їм захоплений. При цьому відбувається "/-випромінювання. Під час нейтронного гамма-каротажу реєструють інтенсивність гамма-випромінювання, яке виникає в породах із захопленням повільних нейтронів ядрами елементів. Тому нейтронний гамма-каротаж називають вимушеним, або вторинним.
За даними НГК можна встановити межу водонафтового контакту в однорідних пластах, які містять високомінералізовану пластову воду й нафту. Це пов'язано з тим, що у водоносній частині пласта міститься більша кількість хлору в засолонених водах, ніж у нафтоносній.
У результаті показання НГК проти водоносної частини пласта завищені порівняно з нафтоносною частиною на 15—20 %. У разі заповнення пласта слабомінералізованою водою розділення нафтоносної й водоносної частин пласта за НГК утруднено.
За кривими НГК можна встановити також контакт газ—нафта або газ—вода в однорідних проникних пластах за вищими показниками проти глинистої частини пласта.
Газоносні пласти порівняно з водоносними й нафтоносними містять менше водню внаслідок відносно малої густини газів. Тому показники НГК проти газоносних пластів виявляються заниженими порівняно з показниками проти водоносних і нафтоносних пластів.
До додаткових радіоактивних методів ГДС, які часто застосовують у нафтогазовій справі, належить метод розсіяного гамма-випромінювання. Він грунтується на вимірюванні інтенсивності штучного гамма-випромінювання, розсіяного породоутворювальними елементами в процесі опромінення потоком гамма-квантів.
Виділяють дві модифікації гамма-гамма-методу: за густиною і за м'якою компонентою.
За допомогою першої модифікації методу проводять розчленування геологічних розрізів, виділення різних корисних копалин, визначення густини та пористості порід, відбивку цементного каменя і муфт на обсадних колонах, контроль якості колони і рівня рідини в затрубному просторі. Друга модифікація гамма-гамма-методу (за м'якою компонентою) є додатковою для більш точного розв'язання задач нафтової геології, наприклад для розділення в геологічних розрізах нафтогазових свердловин вапняків, доломітів, пісковиків за вмістом у них кальцію.