- •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
5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
Нині поширені спеціальні електрометричні дослідження за допомогою мікрозондів, удосконалюються метод бокового каротажу, температурні методи, визначення елементів залягання пластів у свердловині. Ці методи найчастіше використовують для детального вивчення розрізів, для яких ГДС основними методами каротажу не дає достатньо точних результатів.
5.3.1. Каротаж мікрозондами
Мікрозонд — це спеціальний каротажний зонд малої довжини. Під час заміру його електроди притискуються пружинами до стінки свердловини, чим і досягається зменшення впливу глинистого розчину на результати вимірювань. Крім того, каротаж мікрозондами дає змогу досліджувати шари і прошарки малої товщини (до 1—2 см). Як правило, вимірювання проводять градієнт-мікрозондом А 0,025 М 0,025 N і потенціал-зондом А 0,05 М одночасно й в однаковому масштабі. Швидкість реєстрації не більше 1000 м/год.
5.3.2. Боковий каротаж
Боковий каротаж є одним із різновидів електричного каротажу за методом електричних опорів.
Завдяки спеціальному розміщенню електродів вплив обмеженої товщини пласта при боковому каротажі зведено до мінімуму. Це дає можливість записувати діаграму, за якою виділяють у розрізі свердловини дуже тонкі прошарки порід й оцінюють їх опір.
Боковий електрокаротаж дає добрий результат, якщо застосовують як промивальну рідину глинисті розчини із сильномінералізованою в'язкою основою в тонкошаруватих розрізах, наприклад флішових, коли результати звичайного каротажу за методом електричних опорів і навіть каротажу мікрозондами не дають добрих результатів.
5.3.3. Термокаротаж
Термокаротаж здійснюють за методами:
природного теплового поля;
штучного теплового поля;
ефекту охолодження.
Природне теплове поле вивчають у свердловинах переважно для визначення геотермічного градієнта або зворотної йому величини, тобто геотермічного ступеня. Геотермічний градієнт визначають в умовах теплового режиму, що встановився у свердловині, для чого і використовують свердловини, які простоюють. Часто з цією метою використовують законсервовані свердловини.
Штучне теплове поле можна створити у свердловині під час заповнення її глинистим розчином, температура якого відрізняється від температури довколишніх порід, а також у разі цементування в трубному просторі.
Оскільки різні гірські породи мають різну теплопровідність, за одержаними температурними кривими можна виділити їх з більшою чи меншою теплопровідністю і говорити, таким чином, про літологію порід, що складають розріз.
Ефект охолодження виникає у зв'язку з виділенням газу в процесі розкриття й розробки нафтових і газових пластів, в результаті чого виникають знижені температури проти цих пластів.
5.3.4. Кавернометрія
Механічна система приладу — каверномір — являє собою чотири важелі, які розташовані попарно у двох взаємно перпендикулярних площинах та притискуються до стінок досліджуваної свердловини за допомогою пружин.
Зміну діаметра свердловини по її стовбуру фіксують під час підіймання каверноміра за допомогою спеціального електричного датчика опорів, що зумовлюють зміни параметрів в електричній схемі приладу, в результаті чого реєструється крива зміни різниці потенціалів, пропорційної діаметру свердловини. Принципову схему каверноміра в свердловині показано на рис. 5.4.
У свердловину каверномір спускають з притиснутими до його корпусу важелями за допомогою алюмінієвого кільця в нижній частині корпусу (або з іншого м'якого для розбурювання металу). Після досягнення приладом вибою свердловини це кільце знімається і важелі розкриваються за допомогою ресорних пружин, що вмонтовані в місцях шарнірів у верхніх частинах важелів.
Якщо в свердловину спускають каверномір, орієнтований по сторонах світу, то на діаграмі реєструється зміна діаметра свердловини орієнтовано, тобто по діаграмі можна визначити напрямок, у якому сформувалися каверни.
Каверномір з приладом орієнтованого його спуску в свердловину називають профілеміром, а процес орієнтованого визначення зміни діаметра свердловини — профілеметрією.
Результати вимірів каверноміром застосовують для розчленування роз-
різу свердловини за літологічними різновидами пластів (піщаних, глинистих, карбонатних та ін.). У піщаних породах діаметр свердловини зменшується, тому що фільтрат водної основи промивальної рідини відфільтровується в ці породи і на стінках свердловини відкладається глиниста кірка; навпаки, в глинистих породах діаметр свердловини збільшується у зв'язку з можливістю цих порід набухати і об-
Рис. 5.4. Принципова схема каверноміра:
1 — корпус; 2 — важелі; 3 — пристрій, який утримує важелі у притиснутому до корпусу положенні під час спуску у свердловину (як правило, це наконечник з кільцем з м'якого металу, яке зіскакує і звільнює важелі)
валюватись. Карбонатні породи характеризуються на кавернограмах номінальними значеннями діаметра свердловини, галогенні породи, наприклад солі, — слабким збільшенням діаметра свердловини через їх незначне розчинення.
Дані кавернометрії використовують для розрахунку потрібного об'єму цементного розчину перед цементажем обсадних колон і оцінки стану свердловин.