- •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
5.3.5. Газовий каротаж
Газовий каротаж ґрунтується на вивченні газоподібних і рідких вуглеводнів, які попадають у глинистий розчин при розкритті долотом нафтогазового пласта. Глинистий розчин, який виходить із свердловини, за допомогою приладів газового каротажу на поверхні досліджують на вміст газоподібних і рідких вуглеводнів. Дані щодо вмісту в розчині горючих газів використовують для побудови газокаротажної кривої. Відповідні поправки на відставання проби глинистого розчину вводять експериментальним методом за допомогою методів, які застосовують для визначення глибин відбору шламу.
У разі неперервного проведення газового каротажу записують дві криві: одна показує загальну зміну складу вуглеводневих газів, інша — кількість важких вуглеводневих газів, тобто нафтового ряду.
Втім газовий каротаж застосовують рідко через суттєві недоліки, які
розглянуто нижче.
Для проведення газового каротажу під час буріння свердловини по трібно цілодобове чергування спеціалістів на буровій, які виконують робо ту на газокаротажній станції. Це значно впливає на вартість буріння сверд ловини.
На газокаротажній діаграмі газоносні шари і прошарки чітко не від биваються, якщо свердловиною вже були пройдені шари і прошарки з на явністю вуглеводнів, особливо газу.
У глинистому розчині, що входить у свердловину, може бути газ унаслідок неповного очищення розчину в процесі руху по жолобах і у від стійнику на поверхні. Газ може бути також у глинах, із яких був приготов лений глинистий розчин.
У глинистий розчин часто слід додавати штучно нафту у разі роз криття продуктивних горизонтів і у випадках аварій.
Якщо в глинистий розчин потрапив водень (Н2) або сірчаний водень (Н28) із порід, пройдених свердловиною, то на газокаротажних діаграмах спотворюється інформація, тому що Н2 і Н28 у приладі газокаротажної стан ції горять за тих самих температур, що і вуглеводні.
5.3.6. Механічний каротаж
На цей час механічний каротаж застосовують рідко. Втім геолог, що здійснює геологічну службу безпосередньо в процесі буріння свердловини, за спрацюванням долота може робити деякі висновки щодо розкритих порід.
У глинах долото стає тупим, його різальні кромки набувають овальної форми. У пісковиках, особливо міцних, долото зношується швидко і рівномірно. Міцніші породи, наприклад хемогенні вапняки, а також породи вулканічного і магматичного походження, зношують шарошки долота дуже швидко, вони сточуються і стають "лисими".
При механічному каротажі виконують хронометраж проходки буріння свердловини, тобто враховують час чистого буріння на 1 м її поглиблення. За цими даними будують діаграму механічного каротажу, на якій міцні породи характеризуються збільшенням часу буріння. Дані механічного каротажу є допоміжними у проведенні геологічного розчленування свердловин.
5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
Контроль технічного стану свердловин різними методами, в тому числі геофізичними, здійснюють під час їх буріння та експлуатації.
У процесі буріння свердловини обов'язково проводять контроль за відхиленням стовбура свердловини від вертикалі геофізичними методами, за допомогою приладу, що має назву інклінометр. Процес вимірювання відхилення свердловини від вертикалі називають інклінометрією. За даними інклінометри заміряють не лише кут відхилення свердловини від вертикалі у градусах, а й напрямок відхилення, тобто азимут відхилення.
Технічне проведення інклінометри' дає змогу своєчасно вжити заходів щодо викривлення свердловини в процесі буріння. Крім того, дані інклінометри використовують при складанні структурних карт і геологічних профілів, з метою запобігання помилок в їх побудові.
У нафтогазовій галузі для вирішення технічних завдань застосовують термокаротаж, який дає можливість встановлювати глибини пошкоджень обсадних колон, затрубних циркуляцій флюїдів, що необхідно для досягнення герметичності експлуатаційних колон, а головне контролювати висоту підйому цементного розчину під час цементування обсадних колон.
Крім термометрії для контролю технічного стану обсадних колон у свердловинах застосовують методи акустичний, припливометричний, де-фектометричний, а також радіоактивний і метод резистивіметрії.
Акустичний метод контролю цементування колон ґрунтується на вимірюванні амплітуди заломленої поздовжньої хвилі та часу пробігу пружних коливань. За допомогою цього методу знаходять висоту підйому цементу, його наявність за колоною, виявляють канали, тріщини, каверни у цементному камені, визначають ступінь зчеплення цементу з колоною і породами, досліджують процес формування цементного каменю в часі.
Припливометричним методом визначають у незакріплених і закріплених свердловинах місця припливів, поглинань і затрубної циркуляції рідини за допомогою дебітомірів.
Дефектометричний метод — це контроль якості обсадних труб, який полягає у виявленні вм'ятин, тріщин, місць порушення й герметичності колон, обривів по тілу обсадної труби, роз'єднань по муфтах, зон корозії. Ці завдання вирішують за допомогою трубної профілеметрії, електромагніт-
ної профілеметрії, індукційної дефектоскопії, локаторів муфт, свердловинного акустичного телебачення, фотографування стінок свердловини, вимірювання товщини стінки труб. Крім зазначеного, коли не вдається виявити інтервал перфорації за даними локатора муфт, використовують апаратуру контролю перфорації намагнічування колон, що розглядається в спеціальних курсах буріння свердловин.
Радіоактивний метод застосовують переважно для визначення висоти підйому цементного розчину під час цементування обсадних колон. Для цього в процесі тампонажу колон у цементний розчин додають радіоактивні речовини в кількості, небезпечній для навколишнього середовища. Після проведення цементажу в обсадженій свердловині проводять звичайний гамма-каротаж. Висота підйому цементного розчину в затрубному просторі обсадної колони чітко відбивається на діаграмі ГК.
Метод резистивиметрії застосовують передусім для визначення місця пошкодження обсадної колони і припливу пластової води у свердловину. В основі метода — різниця електричної провідності промивального розчину в свердловині та води, що надходить через пошкодження в обсадній колоні. Вимірюють цю різницю приладом, який одержав назву резистивиметра.