- •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
13.11. Витіснення нафти
ІЗ ЗАСТОСУВАННЯМ ЯДЕРНОГО ВИБУХУ
Наприкінці 1970-х років була висунута пропозиція застосовувати вибух ядерних зарядів для вторинної розробки нафтогазових родовищ.
Технологія проведення підземного ядерного вибуху загалом така. Бурять зарядну свердловину. У неї на задану глибину спускають підвішений на броньованому кабелі-канаті контейнер із ядерним зарядом. Щоби поліпшити використання енергії вибуху, проводять ізоляцію нафтогазового пласта в свердловині ретельною герметизацією свердловини, потім здійснюють детонацію заряду.
У зоні ядерного вибуху початкова температура в момент вибуху перевищує 10 мільйонів градусів, а тиск сягає мільярда атмосфер. Потужний фронт ударної хвилі рухається по пласту радіально — від центра вибуху. Відбуваються випаровування, плавлення, дроблення, зсув і розтріскування
навколишньої породи. У зоні випару порід формується сферична порожнина, що розширюється доти, доки тиск газів у ній не зрівноважиться гірським тиском навколишніх порід.
У результаті проведення ядерних вибухів у будь-яких гірських породах (крім соляних відкладів) утворюється труба оплавлення (рис. 13.6). Розмір її залежить від потужності ядерного заряду, глибини його закладення і типу порід.
Проникність середовища у зазначеній трубі істотно збільшується порівняно з природною проникністю продуктивного колектору, а в зоні поширення тріщин вона зростає в десятки і сотні разів. Унаслідок цього нафта (або газ) зі швидкістю, що багаторазово перевищує швидкість фільтрації до проведення ядерного вибуху, надходить із пласта в трубу оплавлення, що відіграє роль значно збільшеного стовбура свердловини. Нафта тут акумулюється, і видобуток її, по суті, є добором із сховища.
Підземні ядерні вибухи були проведені в США і на двох родовищах в Росії (на Передкавказзі і в Тімано-Печорській нафтогазоносній області).
На одному з російських родовищ підірвали три ядерні заряди загальною потужністю близько 13 кт на глибині 1350 м у тій частині покладу, що містила найбільшу кількість залишкової нафти. Після вибухів було встановлено, що зона поширення тріщин знаходилася в радіусі 300—400 м від зарядної свердловини, а одиничні тріщини відзначені на відстані до 800 м. У результаті ядерних вибухів зросла продуктивність 20 прилеглих видобувних свердловин і сумарний відбір нафти з покладу збільшився більш ніж на одну третину.
Іншим об'єктом ядерного стимулювання було родовище, де нафтовий пласт складається з вапняків і доломітів, що характеризуються нерівномір-
ФУНКЦІЇ ГЕОЛОГІЧНОЇ СЛУЖБИ
НА НАФТОПРОМИСЛАХ
14.1. Організація геологічної служби на промислах
Структура геологічної служби в окремих нафто- і газовидобувних установах за деякими деталями відрізняється одна від одної і часто змінюється залежно від інвестицій, що асигнуються для проведення видобутку нафти і газу та додаткових пошуково-розвідувальних робіт на вже відкритих нафтогазових родовищах. Утім принципова структурна схема геологічної служби, яку застосовували у видобувних установах нафтогазової галузі України тривалий час, залишається незмінною. Це структура геологічної служби нафтогазовидобувного управління (НГВУ). Вона досить добре себе зарекомендувала в минулому і з деякими модифікаціями існує донині.
Тому нижче наведено структуру геологічної служби саме нафтогазовидобувного управління.
Геологічна служба НГВУ складається з таких інстанцій:
геологічний відділ, який координує всі геологічні роботи і дослідження на родовищі нафти або газу, що пов'язані не лише з його експлуатацією, а й з дорозвідкою родовища;
тематична партія (ТП) або геологічна група (ГГ), шо підпорядко вується геологічному відділу, іноді безпосередньо головному геологу НГВУ;
геологічна служба окремих промислів, якщо родовище нафти (або газу) має великі розміри і поділено на окремі промисли або якщо НГВУ охоп лює керівництвом декілька нафтових (газових) родовищ.
Геологічну службу НГВУ очолює головний геолог (він є також заступником начальника НГВУ).
Геологічним відділом НГВУ керує начальник відділу, який є заступником головного геолога; у геологічному відділі працюють також 3—4 інже-нера-геолога і декілька техніків-геологів (залежно від розміру нафтового родовища, обслуговування якого проводить НГВУ).
Комплексна тематична партія (КТП) складається з 3—4 інженерів-геологів і техніків-геологів, керує цією групою геологів начальник КТП.
КТП займається аналізом результатів розробки родовища, даних пошуково-розвідувальних робіт на родовищі, тобто його дорозвідки, підрахунком залишкових запасів і резервів або запасів нафти (газу), що дороз-відуються в межах окремих блоків, а також у нижчезалягаючих відкладах.
Геологічна служба на підрозділах НГВУ складається із старшого геолога, інженера-геолога та 2—3 техніків-геологів. Ця група геологів займається організацією вимірів дебітів нафти, газу і води, що добувають з експлуатаційних свердловин на промислі, а також дослідженнями: вимірюванням рівня рідини в свердловинах за допомогою нахилометрії, пластових тисків, вибійних тисків; геологічними спостереженнями на п'єзометричних свердловинах (якщо вони є) разом з операторами технічної служби; динамометрією; відбором із свердловин проб нафти, води і газу для відправки їх на лабораторні аналізи; геологічними побудовами карт і профілів, що ілюструють рівномірне або нерівномірне просування контурів водоносності та контакту нафта—вода (або газ—нафта і газ—вода) для своєчасного запобігання формування язиків обводнення і водяних конусів під час експлуатації окремих нафтових і газових пластів; відбором зразків порід (керна і шламу) в процесі дорозвідки родовища або окремих його ділянок, що підпорядковані цьому промислу; геологічними побудовами за новими геологічними даними, одержаними під час буріння свердловин тим або іншим відділенням управління бурових робіт; контролем за якістю робіт під час герметизації устя відпрацьованих видобувних та інших свердловин.
Отже, робота геологічної служби НГВУ в цілому проводиться за чотирма основними напрямами:
геологічний контроль за розробкою родовища нафти і газу або родо вищ, якщо під керівництвом НГВУ знаходиться декілька родовищ нафти і газу;
пошуково-розвідувальні роботи на родовищі, тобто дорозвідка;
підрахунок залишкових запасів, а також запасів на ділянках родови ща та нових площах, що дорозвідуються;
охорона надр і навколишнього середовища.