- •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
2.3. Вибір інтервалу відбору керна
Вибір інтервалів для відбору керна залежить від поставлених геологічних завдань. На нових, ще не вивчених родовищах у процесі перших свердловин рекомендується проводити суцільний відбір керна, із застосуванням водночас і геофізичних, тобто непрямих, методів дослідження свердловин. На родовищах, де верхня частина розрізу вивчена, а нижню ще потрібно досліджувати, у вивченому інтервалі слід відбирати керн лише на контактах світ (а також у зонах наявності маркувальних горизонтів), а в ще не вивченому інтервалі рекомендується проводити безперервний відбір керна. В пошукових і розвідувальних свердловинах, як зазначалось, відбір керна становить 6—8 % проектної глибини свердловини. Наприклад, якщо проектна глибина свердловини є 2000 м, то на буріння з відбором керна відводиться відповідно 160 м, розподілених по інтервалах проектного
ТЕХНІЧНИЙ НАРЯД типової свердловини
Превентор Насоси Двигун лебідки
ОП 2-280 х 350
У 8-6 МА-2
АКБ-114/6
Двигун насоса Двигун вишки Вишка
СМ-60
ВБ-53 х 320 М
ВБ-53 х 320 М
ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА
Проектні
-о
о
Кількість довбань, тип, розмір та кількість доліт, механічна швидкість
Фактичні
Режим буріння
:=!
. I II
Підйом інструменту
Інтервал і швидкість проробки, розширення стовбура свердловини перед спусканням колони
34.
НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ
розрізу свердловини, де залягають пласти, що можуть слугувати реперами, або де є важливі стратиграфічні контакти і перспективні на нафту і газ об'єкти.
В експлуатаційних свердловинах керн, як правило, майже не відбирають, і всі спостереження грунтуються на даних ГДС і даних вивчення відібраного шламу. Тоді керн відбирають тільки в інтервалі продуктивного горизонту для його детального вивчення, а інколи — в інтервалі маркувальних горизонтів, на характерних контактах світ і там, де потребують уточнення тектоніка і будова покладу.
Поряд із викладеним у свердловинах, які бурять за спеціальними завданнями, наприклад в опорних, для вивчення геологічної будови надр обов'язково проводять суцільний безперервний відбір керна, а в так званих оцінних свердловинах для вивчення будови продуктивних горизонтів і на-фтонасиченості обов'язковим є відбір керна по всій товщині продуктивного горизонту.
2.4. Конструкція свердловини
При виборі конструкції свердловини необхідно забезпечити:
• стійкість і довговічність свердловини, кріплення її стінок;
12 3 4
ш
успішне буріння до проектної глибини і можливість здійснення наміченої системи роз робки родовища, якщо передбачається виді лення поверхів розробки в розрізі родовища вуглеводнів;
можливість застосування запроектовано го способу і режиму експлуатації нафтогазових пластів;
економію металу.
Конструкція свердловин має враховувати геологічні особливості розрізу родовища. Діаметр експлуатаційної колони встановлюють відповідно до таких загальних вимог: мінімальний внутрішній діаметр приймають таким, що дорівнює 100 мм, — переважно в газових свердловинах. У нафтових свердловинах це допускається, якщо продуктивний пласт представлений крихкими породами, які легко руйнуються.
Рис. 2.1. Типова конструкція свердловини:
а — технічний розріз свердловини; б — стовбур свердловини; 1— шахтове напрямлення; 2— кондуктор; колони: З— технічна (проміжна), 4— експлуатаційна; 5— цементне кільце
РОЗДІЛ 2 СКЛАДАННЯ ПРОЕКТІВ БУДІВНИЦТВА СВЕРДЛОВИН 35
Конструкція свердловини складається з таких елементів (рис. 2.1):
напрямна колона — спускають на глибину залежно від товщини ро дючого шару для надання вертикальності майбутній свердловині. Зазвичай, напрямна колона — це металева труба великого діаметра (12—14 дюймів і більше), яку забутовують і цементують.
кондуктор — перша обсадна металева колона, яку цементують. Гли бина її спускання залежить від товщини зони аерації на площі буріння, здебільшого становить 200—500 м; діаметр кондуктора близько 10 дюймів. Колону кондуктора цементують на всю його глибину;
технічна обсадна колона — спускають для ізоляції в розрізі площі (ро довища) водоносних і перспективних на нафту і газ горизонтів, а іноді є необ хідність спускання двох технічних обсадних колон, одна з яких — проміжна. Технічні колони цементують від глибини її спускання до глибини, на 50 м вище башмака кондуктора або попередньої технічної колони;
експлуатаційна колона (переважно діаметр 5 дюймів) — спускають на глибину до вибою свердловини. Цементують її в інтервалі: вибій — на 50 м вище башмака технічної колони. Іноді експлуатаційну колону спус кають до покрівлі продуктивного горизонту. Якщо є технічна необхідність, низ експлуатаційної колони обладнують тим або іншим фільтром.