ГОСЫ МОЙ ГОРзс_10_НА ПЕЧАТЬ ШПОРЫ

Билет№1

1.1) Методы получения геолого-промысловой информации о залежах продуктивных пластов.

От качества и полноты г-промысловой информации, полученной на стадии поисково-разведочных работ и пробной эксплуатации скважин зависят:

1.обоснованность подсчетных параметров. 2.достоверность оценки запасов

3.выбор и обоснование системы разработки мест. Н и Г.4достижение макс. Коэф. Н и Г отдачи пластов.

Группы методов

1. Прямые методы — основаны на непосредственном изучении залежей (керн, шлам, пробы Н, Г, пластовой воды (глубинные и поверхностные), так же к прямым методам относят сейсморазведку). По результатам исследований строят карты различных параметров, для представления о залежи в целом и определяют свойства и состав флюидов.

НЕДОСТАТОК: исследование залежи в отдельных точках.

2. ГИС.

Определяют:

кровля/подошва,, насыщение,,коллектор. св-ва, положение контактов, толщины пластов

глинистость, карбонатность, лит. состав

По последовательности напластования отложений можно определять моноклинальное залегание, сбросы/взбросы, опрокинутые складки.

3. Гидродинамические методы

Разделяют на 3 подгруппы:

• метод установившихся отборов после проведения разведочных работ и подсчета запасов, все скважины с промышленными притоками переводят на пробную экспл. 2-5 лет. Скважины работают на разных режимах/штуцерах с разными дебитами/забойными давлениями. Отбирается Н, определяют %В, ГФ, %песка. По результатам работы скв. с установивш. дебитами и забойными давлениями строят индикаторные диаграммы. По прямолинейному участку определяется коэф продуктивности.

• Метод неустановившихся отборов — после отработки скв на штуцерах их останавливают и глубинными манометрами замеряют время восстановления забойного давления до пластового. По результатам строят кривые восстановления давления (КВД). Виды КВД: прямая — проницаемость не снижена; один излом — проницаемость в ПЗП изменена (прямой уклон — загрязнение, обратный — улучшение свойств в ПЗП); двойной излом — при бурении пласт был загрязнен, потом часть очищена, но между удаленной частью пласта и ПЗП существует зона со сниженными колл св-вами.

Гидропрослушивание — для исследования используются 2 скважины — одна работает и создает изменение давления в пласте, вторая простаивает и пытается уловить это изменение. Если изменение замечено — гидродинамическая связь есть, если нет — есть экран любого возможного типа.

4. Методы изучения разрезов скважин с помощью дебитомера и расходомера. Дебитомер — датчик турбинного типа, измеряет скорость притока нефти из интервала. Поднимается от забоя к устью, регистрируется профиль притока, по нему определяют работающие Н и Г интервалы. В нагнетательных скважинах аналогичные исследования выполняют с помощью расходомера.

5. Геохимические методы изучения залежей Н и Г 3 вида:

• газовый каротаж — регистрация газа, выделяемого на поверхности из бурового раствора. Производится автоматически с помощью газокаротажных станций, помогает избежать фонтанов.

• Люминисцентно-битуминологический анализ. Н и битумоиды светятся в УФ-лучах (легкие — фиол, голуб, синий; тяжелые — оранж, кр, кор.)

• гидрогеохимический анализ пластовых вод. Определяют

  • ионно-солевой состав пл В

  • содержание микроэлементов

  • количество водорастворимых ОВ

  • рН реакцию среды

Изучение состава воды необх для определения требований к закачиваемой воде.

6. Методы изучения разрезов скважин по буримости пород.

Скорость проходки, иногда — механический каротаж, скорость срабатываемости долот во время бурения. Прод пласты определяют по увеличенной скорости проходки и меньшей срабатываемости, провалам бурильного инструмента, НГ проявлениям.

7. Термометрические методы. Группы

• замер пластовых Т — влияет на закачиваемые химреагенты и цементы

• термодинамические — исследование теплопередачи в продуктивных пластах. Позволяет определить активные и слабоохваченные разработкой участки. Приближение В к скв вызывает увеличение Т, можно определить.

• Термографический метод — на термограммах прод пласты отображаются аномалиями, связанными с выделением газа в свободную фазу в результате вскрытия пластов.

• Изучение тепловых полей — заключается в подборе закачиваемой воды с Т, близкой к пластовой.

Для увел добычи Н применяют: прогрев ПЗП электронагревателями, закачку горячей воды/пара, термокислотное воздействие (магниевый стержень и HCl), термохимическое воздействие (сухое О2 и влажное горение О2+Н2О

8. Методы получения инф по данным эксплуатационных скважин

анализ дебитов скважин — высоко- и низкопродуктивные участки

определение %В в пробах Н, отбирают на устьях добыв скв. Строят карты обводненности на различные даты, определяют скорость продвижения законтурных и подошвенных вод.

Замер пластовых давлений. Происходит регулярно, строятся карты изобар, выделяются активно и малоактивно охваченные разработкой участки и эффективность воздействия ППД

строят карты разницы пластовых давлений на предыдущие даты для оценки системы ППД

9. Геолого-промысловые методы. На основании детального анализа данных всех перечисленных методов дается комплексное представление о:

строении залежи, ФЕС, энергетический потенциал (пластовое давление), физ-хим св-ва пластовых флюидов

Строят детальные геологические разрезы, сктрукт карты, пористости, НГ-носности, толщин, схемы корреляции, карты неоднородности. На основе анализа всех этих данных рассчитывают кондиционные значения параметров, при которых залежь имеет промышленное значение.

1.2) .Геологический и технический проекты бурения скважин. ГТН. Геологические наблюдения в процессе проходки скважин.

Основные документы при бурении скважин.

1. Геологический журнал. В нем по шламу и керну описывают геологический разрез, отмечают отбор образцов керна на различные виды анализов, фиксируют глубину спуска обсадных колонн, высоту подъема цементного раствора за колоннами, глубину проведения ГИС, их методы и виды, интервалы испытаний, результаты и отбор глубинных проб флюидов.

2. Буровой вахтовый журнал. В нём отмечают технические условия бурения скважин

3. Журнал параметров бурового раствора. Его заполняют лаборанты и инженеры по глинистым растворам. Анализ качества бурового раствора проводится в течении суток. Фиксируют обработку бурового раствора различными химическими реагентами.

При бурении скважин составляют дело скважин, в котором содержится документация на все виды работ, которые проводят на скважинах. В деле содержатся различные акты, связанные с процессом бурения (монтаж установки, готовность к бурению, спуск колонны, проведение ГИС, расчет цементного раствора, окончание бурения). В деле скважины также должен быть ГТН. После передачи скважины, на неё заводят паспорт, где указывают геологический разрез, виды осложнений при бурении, конструкцию скважины, интервалы испытаний и результаты испытаний. В паспорт заносят все виды работ, которые проводятся на скважине.

ГТН ( геолого-технический наряд).

Перед бурением на каждой скважине на буровых проводят пусковые конференции, на которых знакомят буровую бригаду с условием бурения и оплатой труда.

ГТН составляют специалисты геологических, производственных отделов. УБР (управление буровых работ), НГДУ или нефтегазовые компании. А утверждаются главным геологом и главным инженером этих же организаций.

ГТН составляют на отдельные скважины, если производится бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин или на группу, если производится эксплуатационное бурение. В последнем случае это связано с тем, что эксплуатационные скважины по глубине отличаются незначительно.

В титульной части ГТН указывают № скважины, площадь или месторождение, ниже следующие данные:

• Категория скважин, Цель и задачи бурения, Проектная глубина, Проектный, пласт/горизонт, ГТН состоит из 2-х частей: геологическая и техническая части, Геологическая часть:

• Глубина скважин в метрах,, Стратиграфия,, Проектная литологическая колонка,, Фактическая литологическая колонка по данным бурения,, Предполагаемый угол падения пластов,, Конструкция скважин,, Геологические осложнения при бурении скважин ,,

• Интервалы отбора шлама и керна,, Глубина, при которой проводят ГИС и их виды,,

• Интервалы испытания и опробования в открытом стволе и в колонне,,

• Вид перфорации, количество и диаметр отверстий на 1 погонный метр,,

• Методы вызова притоков из пласта и объем гидродинамических исследований.

Техническая часть:

• Способ бурения,, Параметры бурового раствора,, Тип и размер долот ,, Объем бурения

• Марка турбобура и конструкция низа бурильной колонны,, Осевая нагрузка на долото при бурении,, Оснастка талевой системы,, Производительность насоса,, Скорость спуска-подъема бурильного инструмента,, Компановка бурильного инструмента,, Интервалы, при которых производится обработка бурового раствора хим.реагентами

Внизу ГТН приводят условные обозначения пород и их возраста и технические особенности.

1.3) Закономерности размещения залежей УВ.

1. По глубине. Основные запасы УВ (более 70%) сконцентрированы на глубинах 1-3 км. В верхней части (менее 1км) порядка 10-15%, ниже 3км остальное. Такое распределение укладывается в представления теории осадконакопления (на этих глубинах наиболее подходящие физико-химические условия для образования и аккумуляции нефти), поэтому зона 1-3 км назыается главной зоной нефтеобразования (ГЗН). Для газа зона от 1-2 и от 4 до 6. В ЗС максимальная конц-я нефти на глубине 2-3 км, макс. кол-во газа 1-3 км.

2. По стратиграфическим комплексам По разрезу Фанерозоя: распределение по структурным комплексам неравномерное, одни богатые, др-бедные, осн.запасы сконц-ны в Mz(нижнем J, верхнем K) и нижняя часть Kz (P3-N1), еще есть в PZ (D). причина такого распределения – это расцвет органического мира, интенсивное захоронение и накопление ОВ (процесс седиментации). Отмечается цикличность в н/г-образовании причина эвстатич. колебания древ. уровня мир. океана и циклич. накопление ОВ.

3. По крупным геотектонич. структурам: Богаты как молодые (в основном MZ) так и древние платформы (в основном KZ), геосинклинальные области менее богаты. УВ акмулируются как во впадинах, прогибах, так и на сводах, но max в положительных структурах 1порядка (своды, мегавалы, впадины, мегапрогибы) или надпорядковых (антиклизы, синеклизы, геоблоки). В ЗС max конц-я – Вартовский, Сургутский, Краснолен. своды , мегавалы – Уренгойск., Ямб; Фролов. мегавпадина, Приобская синеклиза.

4. По запасам: наблюдается дискретность в распределении–частота встречаемости залежи с запасами обратно-пропорциональна квадрату этих запасов (т.е. маленьких залежей много, больших мало, но в больших содержится основная часть мировых запасов)

Билет№2

1) Методы построения карт поверхностей коллекторов, их использование в нефтепромысловой практике.

Структурными называются карты, на которых с помощью линий одинаковых высот (изогипс) подземного рельефа изображается положение в пространстве опорной поверхности (кровли и подошвы пласта). 

Структурные карты позволяют решить следующие вопросы:

*проектировать точное положение разведочных скважин;

*установить положение и количество добывающих и нагнетательных скважин на площади нефтяных или газовых залежей при составлении технологических схем и проектов разработки;

*установить положение нефтяных или газовых залежей в плане (определяется местоположение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности);*выяснить закономерности изменения свойств продуктивного пласта;

*выявить особенности распределения пластового давления в пределах залежи;

*оценивать запасы нефти и газа, а также их категорийность в пределах залежи;

*установить закономерности продвижения текущих контуров нефтеносности в процессе разработки залежи; *определить текущую нефтеотдачу вырабатываемых участков залежи. 

В нефтегазопромысловой геологии применяют два основных способа построения структурных карт: 1) методом треугольников, сначала наносят план расположения скважин,  где указывают номер и абсолютную отметку кровли (подошвы) пласта, все точки скважин соединяют так, чтобы по возможности образовались равносторонние или равнобедренные треугольники, затем выбирают сечение изогипс и соответственно производят интерполяцию отметок между скважинами, одноименные  отметки  соединяют  плавными  изолиниями.

2)  методом профилей. Строят по скважинам ряд поперечных геологических разрезов профилей. Затем выбирают сечение изогипс и на расстояниях, равных этому сечению, проводят горизонтальные параллельные линии. Полученные точки пересечения этих линий с кровлей (подошвой) пласта сносят на линию профиля с соответствующими отметками, а затем на план расположения скважин. Одноименные отметки соединяют плавными линиями (изогипсами). Метод схождения используется в тех случаях, когда возни­кает необходимость построения структурной карты по опорной поверхности, вскрытой лишь единичными скважинами. Обяза­тельным условием его применения является наличие на той же площади какого-либо маркирующего горизонта, залегающего выше по разрезу и пройденного значительным числом скважин, позволяющих уверенно составить по нему структурную карту. Сущность данного метода заключается в изучении закономерно­сти изменения расстояний между этими двумя поверхностями.

2. 2) Литологическое расчленение разрезов карбонатных и гидрохимических отложе­ний по данным ГИС (выделение известняков, доломитов, солей, гипса, мергелей, глин).

По пор-ти Кп(%) (слева направо) соли(галит nacl, сильвин kcl)- мергели- доломит mgco3, известняк CaCO3- оолитовый известняк

По плот-ти (г/см3) галит, сильвин(2,4)- оолит изв- мерг- изв(2,5-2,7)- дол

По сопротивлен (кс) мерг- оолит- изв- дол- соли

По радиоакт (гк) галит- изв, дол, оолит- мер- сильвин

НК (в у.е.) мерг- оолит- дол- изв- соли

АК (dТ) дол- изв- мер- оолит- соли

Ещё бывает соль карнолит (смешанная)- выделить можно по кавернам (как и остальные соли)

Для расчленен дол и карбонаов исп-ся так же плотностной метод или он же с нейтронным каротажом (плотность доломитов выше).

Есть палетки с числовыми значен те необходимо лишь сравнить с палеткой что бы отнести отл-я к карбонатам или доломитам

Аргиллиты и мергели. Отсутствие аномалии ПС, выс показ МКЗ, низкие ГК, выс показ НКТ, номен d, низкие дТ, выс плотн(2.5)

Известняки и доломиты. Jгк пониженные до мин. Jнк в обратной зав-ти от пор-ти, но в общем повышенные. Dскв примерно равен Dном. В трещ.изв он увелич-ся. ГГКП плотность пород высокая и обратно зависит от пористости. δизв=2,6-2,7. δдол=2,65-2,74. ΔТ низкое в изв 150, в доломитах 140-145.

Гипсы.на фоне изв-в: Jнк средние и низкие из-за водорода. Jгк→ Jгкмин.

Ангедриты также как доломиты и изв, но уних плотность 2,5-2,6. В случае наличия солей: Jнк→ Jнкмакс. ρк→ ρкмакс. Dскв > Dном. Галит NaCl Jгк =Jгкмин. Карналлит КСl Jгк→ Jгкмак

2. 3) Тектонические критерии нефтегазоносности. Региональные, зональные, локальные структурно-тектонические факторы-параметры, влияющие на закономерности распре­деления залежей УВ.

Тектонические критерии н/г-носности: 1.Морфология тектонических элементов,

2. Тектонич.движения и н/г-нос-ть.

К глобальным факторам относятся: спрединг, субдукция, дрейф континентов, эпохи и фазы складчатости, в течение которых одни участки поднимаются, другие резко опускаются. Разрушение гор приносит много обломочного материала.

Очень важным являются новейшие тектонические движения на заключительном этапе формирования седиментационного бассейна и формирования тектонических элементов. Важным при спрединге являются факторы: Резкие прогибания сопровождаются максимальной скоростью седиментации и одновременно максимальной скоростью сохранения органического вещества. Как правило в спрединговых зонах мощность осадков больше 10 км. Формируются рифты, по разломам ограничивающих их происходит поступления из мантии потока тепла, которое нужно для генерации нефти. Наиболее богатыми являются пассивные окраины континентов, к ним относятся Антлантический океан и морские бассейны. Активные окраины. Зоны субдукции являются также благоприятными для формирования нефти и газа. Эти процессы формируют зоны активных окраин континентов Примером является Тихий океан. В активных окраинах процесс нефтеобразования сопровождается интенсивным вулканизмом, интенсивным дроблением территории и максимальным поступлением тепла. Гидротермический градиент 10-13С⁰/на 100 м, что способствует интенсивной генерации УВ в молодых КZ отложениях. Благоприятным для аккумуляции УВ являются многочисленные высокоамплитудные ловушки, которые возникают в результате дробления. Но активные окраины характеризуются интенсивным накоплением и интенсивным разрушением сформировавшихся пород. В следствии этого большая миграция УВ, большие этажи нефтегазоносности. Дрейф континентов - движение плиты по остаточной намагниченности. Максимальное же нефтеобразование приходится на эпохи пониженной скорости движения и изменения знака движения.

Классификация тектонических структур в России.

Надпорядковые ≥ 100 000 км²,к ним относятся платформы, плиты, геоблоки, передовые прогибы. Они контролируют распред-е осад-х бассейнов, а соот-но – накопление Н и Г.

Структуры I порядка (структуры переходного типа) 6 000 – 100 000 км² к ним относятся своды, мегавпадины, мегапрогибы, мегавалы., антеклизы синеклизы. Контролируют в основном н/г-нос-е области и районы.

II порядка 200 – 6 000 км² к ним относятся группы валов, моноклинали, впадины. Нефтегазоносные районы и зоны. Контролируют районы или зоны н/накопления.

III порядка 20 – 200 км² к ним относятся куполовидные поднятия, валы, ступени, ложбины, седловины. Месторождения нефти и газа. IV порядка ≤ 20 км² к ним относятся локальные поднятия. Структуры 3 и 4 порядка контролируют распред-е мест-й или ловушек.

Тектоническое районирование является основой для нефтегеологического районирования, т.е выделение границ провинций, областей и т.д.

Субдукция – надвигание литосферных плит, образуются крупные ловушки, высокие температуры, образование разломов которые являются экраном, коллектором трещинного типа и образует пути миграции.

Спрединг – раздвижение и прогибание, огромная скорость седиментации, большие мощности осадков, хорошая температура.

Билет№3

3. 1) Нефть. Состав – углеводородистый (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Основные св-ва нефтей, товарная класс-ция нефтей.

Отн-ся к каустобиолитам – прир-ым горючим иск-ым. А также к группе жидких и газовым УВ – нафтидам.

Углеводородный состав:

Нефть – это в основном смесь УВ-ов различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ-ы метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньших кол-вах встр-ся УВ-ы аром-ого (аренового) ряда.

Метановый ряд: C_nH_2n+2. У них простое строение: метан, этан, пропан, бутан.

Нафтеновый ряд: C_nH_2n. В основе их соединения лежит бензольное кольцо.

Аром-ий ряд: C_nH_2n-6. В основе лежит бензольное кольцо с двойными перемежающимися связями.

Компонентный состав:

- С около 84-86 %

- Н – 12-14%

Гетероэлементы:

- S – до 6-7%

- N –до 1-1,5%

- O – менее 1%

В нефти в небольших кол-вах встр-ся Cl, J, фосфор, мышьяк, Ca, Na, K, Mg и т.п.

Фракционный состав нефтей (сод-ние каких-то комп-ов в опред-ых темп-ных интервалах):

1. начало кипения-130°С – бензиновая фракция

2. 130-150°С – бензино-керосиновая

3. 150-200°С – керосиновая

4. 200-300°С – соляно-масляная

5. 300-450°С – масляная

6. >450°С – коксовый уголь

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при норм-ых усл-ях - от 0,7 (газовый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см³. Легкие нефти с плотностью до 0,88г/см³ наиболее ценные, т.к.обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкость – св-во ж-ти сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динам-кую и кинем-кую вязкости.За единицу динам-кой вязкости прин-ся вязкость такой ж-ти, при движ-ии к-ой возникает сила внут-него трения в 1Н на площади 1 м² между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относ-ной скоростью 1м/сек, измеряется Па*с. Кинем-кая вязкость - отношение динам-кой вязкости к плотности, измеряется в м²/с.С повышением температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением кол-ва раств-ого газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

- Поверхностное натяжение закл-ся в противодействии нормальным силам, приложенным к этой повер-ти и стремящимся изменить ее форму. Ед.измерения Н/м или Дж/м².

- Термическое расширение нефти – изменение объема нефти при >t° (при >t° объем нефти падает).

- Колориметрические свойства – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэф-нт поглощения светового потока [1/см]).

- Сжимаемость и расширение – харак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях /Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=(b-1/b)*100 – коэф-нт усадки,

q=1/b – пересчетный коэф-нт.

Классификации:

1.Геохимическая – по групповому составу (метановые, нафтеновые, ароматические и смешанные нефти).

2.Класс-ия по содерж-ю S: 0-1 – малосернистые, 1-2 – сернистые, >2 – высокосернистые.

По содерж-ию парафина: <1,5 – малопарафинистые, 1,5-6 – парафинистые, >6 – высокопарафинистые.

По содерж-ию бензин+керосин (это товарная класс-ия). Степень подготовки Н, по ГОСТу 99-65-1976 г.

3. 2) Методы изучения разделов нефть-вода, газ-нефть, газ-вода. Формы контактов и геолого-физические факторы, определяющие их строение. Карты поверхности контактов, методы определения положения контуров нефтегазоносности.

ВНК-граница раздела между нефтью и водой Методы определения ВНК: - по керну, - по комплексу ГИС (электрометрический метод, кот. действует в необсаженой скв., в обсаженой скв. применяют радиоактивные методы (НГК)), - расчетный (по разнице плотности весов н., г., и пласт. воды, расчитывается точное положение ГВК, ГНК, ВНК, - на основе гидродинамических исследований скв.(когда снимают КВД).

Опред. контакта НВ: а) гидродинамический м/д (основан на сравнении гидропроводности пл. в одной скв., определеной до и после момента ее обводнения, по данным м/да восстановления давления, б) оптические м/ды (основаны на св-ве пласт. нефтей значительно изменять коэф-т светопоглащения Ксп в зав-ти от расстояния до контакта НВ), геолого-промысловые м/ды (основаны на данных об обводнености продукции скв., проницаемости пластов, вязкости н. и эфективной мощности пл.

Qв/Qн=К₂μнНв/ К₁μвНн

в) м/д радиоактивных изотопов (жидкостей) (сонован на различных величинах фазовой прониц-ти пл. кол-ра в нефтяной и водяной его частях, в пл. закач. жид-ть опред. сост. с высокой фазовой прониц-тью),

Промыслово-геофизические методы оценки НВ,ГВ можно разделить на две группы: а) методы радиометрии – нейтроный гамма метод(НГМ), нейтроный метод по тепловым нейтронам (ННМт); б) различные модификации метода сопротивлений – индукционый метод (позволяет исследовать сухие скв. или заполненные слабо проводящим промывочным раствором на нефтяной основе) применяется с различными м/дами электрометриии, что позволяет повысить эффективность геофизич. исслед-й.

Опред. контакта ГН,ГВ осуществляется по следующим данным:

а) в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов ННК, НГК, ИННК,

б) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных методов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;

в) по промысловым данным.

Возможность применения нейтронного каротажа для разделения нефтеносной и газоносной частей пласта обусловлена их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (а также и водоносного) меньшим содержанием водорода и меньшей плотностью. Положение ГН,ГВ устанавливают в точке начала роста показаний над уровнем показаний в нефт. части пл.

В зависимости от литолого-физических особенностей выделяют следующие виды контактов:

1. Горизонтальные

2. наклонные, формируются там, где фиксируется продвижение пласт-х вод и за счет их разгрузки в какую-либо сторону.

В ЗС областью разгрузки является Карское море, поэтому для м-й располож-х в Красноленинском, Приуральском районе, наклон контактов будет на СВ, а в районе Александровского и Вартовского сводов наклон контактов на СЗ.

3. Горизонтально-наклонные контакты обусловлены изменением кол-х св-в, литолого-фациальными особенностями пл. по площади залежи.

4. Выпуклые контакты, обусловлены ухудшением кол-х св-в к сводовой части залежи.

5. Вогнутые контакты или корытообразные обусловлены ухудшением кол-х св-в пл. к крыльевым и переклинальным частям залежи.

6. Волнообразные, обусловлены равномерным изменением кол-х св-в по площади залежи.

7. Сложные контакты обусловлены неравномерными отборами н. и неравномерной закачкой воды в пределах залежи, наблюдается только на залежах кот. находятся длительное время в раз-ке.

Карты ВНК для горизонтальных контактов не строятся, а только для наклонных и т.д. Для массивных залежей только один контакт – внешний.

Внешний контур ВНК можно определить как пересечение кровли пласта с ВНК. Внутренний контур ВНК – как пересечение ВНК с подошвой пласта.

3. 3) Выделение интервалов притока и приемистости пласта и определение работающих мощностей пласта.

Инт-лы притока и приемистости флюидов в стволе скв. устанавливают по ГИС: расходометрия, термометрия, радиометрия. Получают профили притока и приемистости флюидов, причём рез-ты иссл-ний расходометрией явл-ся базой для постр-ия дифференциальных профилей. Профилем притока или приемистости наз-ют график зав-сти кол-ва Q жид-ти (газа), поступающей из единицы мощности (или в неё) эксплуат-ого разреза, от глубины z её залегания.

Профиль расхода ж-ти при дв-ии её вверх по стволу скв. наз-ся профилем притока, при движении её вниз – профилем приемистости. Расход отдельных участков скв q_н=ΔQ_Н/ΔН. Профиль явл-ся основным источником инф-ии о распр-нии контролируемой в-ны потока в стволе скв вдоль вскрытого перфорацией прод-ого разреза. Изучение профилей притока и приемистости начинается на нач-ом этапе экспл-ции скв. и продолжается, периодически повторяется.

1. интервал притока

2. неработающий интервал

На нач-ом этапе разработки после пуска скв. д.б. снят опорный профиль. Он снимается наиболее тщательно и отражает усл-ия, когда пл-ые давления близки к первонач-ым, продукция – безводная нефть, а воздействие закачки на отдачу и энергетические пар-ры незначительно. Все последующие профили должны сопоставляться с опорным, что создаёт усл-ия для выявления изм-ний в эксплуа-ных хар-ках пластов и технологическом режиме скв. Изменения во времени конфигурации профилей притока или поглощения указ-ют обычно на то, что произошло изменение соот-ний Р_ПЛ и, следовательно, в соот-нии потоков из различных пластов, а так же на перераспределение потоков вследствие обв-ния или проведения геолого-технических мероприятий.

В методе механической расходометрии показания прибора (частота вращения винта) зависят функционально от объема прошедшей жидкости.

Работающая мощность пласта опр-ся суммированием выделенных инт-ов притока (приемистости). Зная ее, можно опр-ть коэф-нт охвата залежи системой разработки.

Билет№4

4.1) Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы её изучения. Количественная оценка макронеоднородности. Учет в нефтепромысловой практике.

Продукт отложения на м-ях ЗС хар-ся высокой неоднородностью.

Широкое изм-е веществ состава коллекторских свойств по площади и по разрезу м-я называют неоднородностью.

Различают:

-макронеоднородность

-микронеоднородность

Микронеоднородность характкризует изменение кол-х свойств: пористости и проницаемоси.

Их опр-т в лаб и строят карты.

Макронеоднородность хар-т изменения общих, эффективных и н-г-нас-х толщин и разделяющих их непроницаемых пропластков.

-её изучают по картам общих, эффективных и н-г-нас-х толщин, а так же по детальным геол разрезам..

Общая толщина хар-т мощность пласта от кровли до подошвы

Нэф=сумме прослоек к-ров с н, г и водой

Карта общих толщин показывает выдержанность пласта по площади м-я.

Карта эф толщин показывает распространение к-ров. Её исп-т д/обоснования места бурения нагнетат СКВ.

Карта н-нас толщин хар-т площадь распр-я к-ров с н. Исп-т при подсчёте запасов, составлении проектов разработки и для обоснования места бурения добывающих СКВ.

Д/количеств оценки неодн-ти исп-т след коэф-ты:

1. Коэф-т песч-ти

Кпесч = hэф/hобщ

Это осн. Показатель, характеризующий неоднородность, по этим данным строят карту песчанистости.

Если Кпесч 0,7-1, то этот участок хар-ся высокой продуктив-ю.

Если Кпесч 0,5-0,7, то этот участок имеет среднюю продуктивность.

Если Кпесч <0,5, то этот участок имеет низкую продуктивность

2. Коэф-т выдержанности

Квыд = ∑fколл. (сумма площадей распр-я коллекторов)/Fзалежи (площадь залежи в пределах внеш. контура)

3. Коэф-т расчлен-ти

Красчл = n_{прослоев}/Nскв (все прослои/кол-во скв)

4. Коэф-т слияния

Кслиян. = ∑f_{зон слиян. всех пластов}/F_залежи

По этим коэф-ам строят соотв-е зональные карты, кот-ые учитывают при подсчете запасов и составлении проектов разработки, чтобы выработать все прослои с н и г.

4.2) Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным ГИС в песчано-глинистом разрезе.

Осн признаки

• наличие глинистой корки (на стенке скв)

• нал положит приращен на диаграммах микрозондов (кажущ сопротивлен мпз больше каж соп мгз

• зн-я альфа_пс больше альфа_{пс граничное} (те отрицат отклонение). Альфа_{пс гр}=0,25(газ), 0,35(нефть)

• наличие радиального градиента или зоны проникновения. Градиент сопротивления опр-ся по БКЗ

метод ВИКИЗ – 5 зондов разной длины на н\к ведут себя примерно одинаково, а в случае коллектора отклоняются вправо с разными ампл. Те при наличии расхождения м-у зондами выдел-ся коллектор

• по повторным или временным замерам гис

БК (повторный) проводится в открытом стволе скв при бурен. Коллектор опр-ся по нал-ю приращен сопрот-й на диаграммах повторного замера.

НК (временной) провод-ся в обсаженной скв по истечен неск месяцев. Обычно исп-ся для выделен газонасыщенных инт-ов. Изменение показаний нейтр метода происходит врезультате расформирования з.п. водорода меньше- показания метода возрастают. Для н исп-ся при минерализации пл воды более 60 г/л те в З С практич не исп-ся.

Эффективную мощность устанавливают:

1. п кривым Рк микрозондов-по участкам полож приращ и отн-но низких величин Рк и Рэф(на кривой микрозкранированного зонда)

2. по кривым экран зонда и град-зондов

3. по кривым микрокаверномера и коркомера

4. по диаграммам метода анизотропии

5. по площади аномалии на кривой пс

6. по площади аномалии на кривой гк

4.3) Роль стратиграфических исследований при нефтегазопоисковых работах.

Стратиграфия – раздел геологической науки, изучающий слои земной коры, их взаиморасположение и последовательность возникновения. Различают методы относительного и абсолютного определения возраста гп.

Стратиграфические исследования используются для изучения геологического строения на стадии региональных работ. На основе пробуренных скважин проводится привязка стратиграфии всех сейсмических горизонтов. Составляются разрезы по опорным и пьезометрическим скважинам. Эти исследования используются для региональной корреляции нефтегазоносных бассейнов. Кроме того изучаются одновременно скорости всех геологических процессов, скорости прогибания, скорости седиментации, скорости роста структур и тд.

На более поздних стадиях стратиграфические исследования используют на поисковых и разведочных работах для изучения закономерности формирования и размещения залежи УВ в синхронных или одновременно образующихся пластах.

Проведение корреляции продуктивных пластов при разведочных работах, когда очень часто для континентальных отложений используют споро-пыльцевые комплексы. Эти корреляции позволяют уточнить строение залежи и оптимально вести разведочные работы.

Все геологические построения также как такие как палеоструктурные, палеографические и тд, делаются для одновозрастных объектов, поэтому главная задача выделить одновозрастные объекты.

Билет№5

5.1)Виды пустотности, их соотношение и роль в коллекторах различных литологических типов. Нефтегазоводонасыщенность.

Существует несколько видов пустотности, в зависимости от размера пустот: Пористость, Трещиноватость, кавернозность

Пористость

Поры по происхождению могут быть первичнмыми (заполнены связанной водой, оставшейся породе с момента ее формирования) и вторичными (образовались в уже сформированнойпороде за счет выщелачивания, перекристаллизации)

К порам относят пустоты, диаметр которых менее 2 мм.

По величине поры:

1Сверхкапиллярные Д 2-0,5 мм

2 Капилляры 0,5-0,0002 мм

3 Субкапилляры <0,0002 мм

В субкап нах-ся остаточная или связанная вода, кот сохранилась в породе, когда она сформировалась, поэтому к-р насыщен н или г не на 100% в нём есть остаточная вода.

Остат водонас-ть определяют с помощью центрифуги.

Пористость в зависимости от размера пор:

-общая – характеризует сообщающиеся и несообщающиеся поры

Если поры не сообщаются они н и г не отдают

Kобщее=Vпор/Vобразца*100%

- открытая(полезная) пористость

Учитывает только ёмкость сообщающихся пор. Её учитывают при подсчёте запасов и составлении проектов разработки.

Её определяют по керну в лаборатории физики пласта по формуле Преображенского:

Макс значение Кп-30-40%

На большинстве м-ий Кп изменяется от 15-17 до 30%

Если Кп=10-17%, то запасы н считаются трудноизвлекаемыми и д/добычи этой н бурят гориз СКВ, боковые стволы, проводят ГРП, чтобы увеличить трещиноватость и выработки запасов.

Если Кп <10% то запасы н не имеют пром значения, т.к. нет технологий выработки запасов.

По генезису поры:

1. Поры м/у частицами и зёрнами пород

2. М/у плоскостями наслоения различных пород

3. Биогенного происх-я(при разложении орг в-ва)

4. Межмолекулярные и межкристалл поры

Характерна для терригенных порода

Кавернозность

Каверны-пустоты с Д>2мм- до бесконечности

Каверны образуются при разложении орг в-в засчёт выщелачивания, перекристьаллизации, доломитизации тект и эрозионных процессов.

При подсчёте запасов и составлении проектов разработки учитывают коэф-т кавернозности:

Каверн=Vкаверн/Vобр*100%

Трещиноватость

Н, г, вода так же сод-ся в трещинах, проницаемость кот, в 100-1000 раз больше, чем пор, поэтому при их наличии в продукт отложениях дебиты СКВ могут составлять 100-1000 т н /сут.

В наст вр доказано, что м-я н и г связаны с глубинными разломами ЗК, кот способствуют образованию трещиноватости.

По ширине или раскрытости они делятся на макротрещины(>40-50 мкм) и микротрещины (< 40-50мкм). При бурении скв керн разрушается по макротрещинам, поэтому в лаб изучают только микротрещины, поэтому неполный вынос керна.

Макротрещины изучают в СКВ с помощью телекамер, фотографий, гидродинам методами.

Нефтегазоводонасыщенность.

Поровое прост-во пород-коллекторов Н. и Г. м/р-ий заполнено УВ-ми частично, часть порового простр-ва занимает связанная вода.

Коэф.нефте -и газонасыщенности: k_н=V_н/V_п, k_г=V_г/V_п.

В связи с тем, что часть объема пор занята водой, можно, зная коэф. водонасыщенности (k_в), вычислить косвенным путем величину коэф-та нефтенасыщ-ти (газонасыщ.) по соотношению: k_н=1- k_в; k_г=1- k_в.

Способы опред-я остаточной водонасыщенности породы-коллектора:

1.Экстрагирование основано на определении потери массы исследованного образца

2.Способ центрифугирования, при к-ом экстрагированный и полностью высушенный образец насыщается водой, к-ую затем вытесняют с помощью центрифуги

3.Хлоридный метод, основанный на о том, что минерализация погребенной воды в данной Н или Г. залежи постоянна. Исходя из этого, зная минерализацию керна,т.е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность.

4.Метод полупроницаемой мембраны, основанный на отжатии свободной воды силами капиллярного давл-я с сохранением в образце породы остаточной воды.

5.Метод ртутной капиллярометрии, к-ый заключается в нагнетании ртути в керн с одновременным измерением капиллярных давлений.

6. С помощью метода низкочастотной электрометрии, или электрический каротаж. Метод основан на том, что электропроводность породы колл-ра зависит от кол-ва и минерализации насыщающей его воды.

5.2) Литолого-палеогеографические исследования при нефтегазопоисковых работах.

Литолого-палеогеографические исследования – это реконструкция древних обстановок осадконакопления по комплексу параметров: литологические (гранулометрия), ГИС (кривые КС, ПС), по фауне и растительным остаткам. Глубина определяется по комплексу органики и кремнистым минералам.

Различают седиментационные обстановки:

1) Континент. обстан. - аккумулятивные равнины. Осн. элемент – русла рек, озера. Имеют ограниченное щнурковое распр-е.

2) Переходная зона – дельтовые платформы. Осн. объект – отмели, пляжи и протоки рек. Хорошие кол-ры с небольшим содержанием ОВ.

3) Морские обстановки: Мелководные(до50м.,хорошо отсортированный материал, высокие колл. св-ва, много органики, кислорода), относительно глубокое море(200-300м, действуют течения разного направления), глубокое море(500-700м., оч. много кремнистого материала).

Самые благоприятные для нг.образования – мелкое море(почему см.выше) и относительно глубокое море.

Из конт. Отложений наиболее перспективны – реки, озера, болота. Благоприятна восстановительная и окислительно-восстановительная обстановка.

5.3.Способы определения характера насыщения коллекторов по комплексу ГИС.

рассмотрим песчано-гл разрез.

-     визуальный способ. Основан на зав-ти показан ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород w

 на основе сопоставлений данных гис и рез-ов испытаний. Аномальные зн-я (выскочившие за линию) связаны с аномалиями, т. е. законтурные перетоки. Фор-ла линии для водоносных коллекторов п =а-впс

Для продукта тоже пров-ся такая линия _п^кр =а1-в1пс

_{пi }_п^кр –Продукт п<пi<пкр –неясно для газоносных пл. свое п критическое у них повыш. Пок-я по ср-ю с показан. Н. пл. Газ выдел-ся в повышенн. Пок-ями плотностного и нейтронного метода лин гран зн-й продукта и смешанного притока, другая – для водонос-го пл и смешанного.

Билет№6

6.1.Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов

Проницаемость - способность породы пропускать ч/з себя н, г или воду при наличии перепада давлений. Прони­цаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной по­роды и не зависит от свойств фильтруемых жидкостей или газов. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости (определяют по керну в лаборатории физики пласта по формуле):

Кпр=Qμl/S(p1-p2)

Q-расход флюида, прошедший ч/з образец

μ-вязкость флюида

l-длина образца

S-площадь попер сеч образца

Δp-перепад давлений на входе и на выходе образца

Прон-ть определяют в Д, м2, мкм2

1Д=1,02 *10в-12 м2=1 мкм2

1Д=1000мД

Макс значение Кпр=3-5 Д

На большинстве м-ий ЗС пр-ть изм-ся от 50-100 мД

Если пр-ть кол-ра <50мД, то запасы н считаются трудноизвлек и для их выработки бурят гориз-е скв, бок стволы, проводят ГРП, чтобы увеличить площадь сбора нефти.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между ними и пористой сре­дой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.

Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной.

Относительная проницаемость выражается отношением эффективной (фазовой) проницаемости к однофазной прони­цаемости образца породы, ее величина изменяется от 0 до 1.

Гидропроводность ε= Кпр*Н/ μ [Дарси*см/сПз], Н –толщина, μ-вязкость

Подвижность а= Кпр/ μ [Дарси/сПз], Проводимость в= Кпр*Н [Дарси*см].

Кондиционные значения - нижние значения пористости, проницаемости, эффективной толщины при которой получают промышленные (рентабельные) дебиты нефти или газа. Определяют удельный коэффициент продуктивности (ή) = коэффициент продуктивности / эффективная толщина. По графикам определяют нижние пределы кондиционных значений. Определение проходит в 3 этапа: 1 — установление связи м/у удельным коэф продуктивности и проницаемостью пласта; 2 — определение проницаемости пласта, соотв его min рентаб продуктивности; 3 — расчет конд значения открытой пористости по найденой зависимости м/у конд значением проницаемости. При установлении нижней границы этих значений в расчет принимается минимально рентабельный дебит, который можно получить из этого объекта. При подсчете запасов с помощью кондиционных значений можно оценить соответствующую им толщину пласта. На основе толщин пласта, выделенных с учетом кондиционных пределов, строят карты изопахит и выделяют участки пласта, которые этим значениям не соответствуют. При подсчете запасов их не учитывают.

6. 2. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным ГИС.

-Выделение кол –Опред хар-ра насыщ(НГВ) -ВНК

Суммарную мощность всех н/г насыщ. прослоев в исследуемом пересечении их скважиной называют н/г мощностью. Эффективной мощностью н/г насыщ. отложений называют часть н/г насыщ. мощности из которой возможно извлечение н(г) при заданном режиме разработки зал. Опр-ие эффект. мощности рассмотрим песчано-гл разрез визуальный способ. Основан на зав-ти показан ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород.

6. 3. Термобарические условия, их влияние на формирование залежей нефти и газа

Термобарические условия харак-ет прежде всего температура и давление, совместное их действие – обуславливает процесс образования нефти и газа.

Температура явл-ся необходимым усл-ем всех геол-их процессов, в т.ч. генерации УВ. Вычисляются такие пар-ры: геотермический градиент - изменение тем-ры на 100м. Геотермическая ступень – к-ая показывает через сколько м изменяется тем-ра. Тепловой поток - произведение геотермического градиента и теплопроводности пород, измеряется Вт* м2. Тем-ра влияет на интенсивность генерации УВ из ОВ, ускоряет все процессы, влияет на коллекторы. Для формирования нефти благ-ым явл-ся t=70-90⁰C, хотя процесс нефтеобразования начинается с t=45-50⁰С и идет до 160⁰С.

Температура влияет на все реакции (чем выше темп-ра, тем быстрее переход колл-ра в неколл-р), также темп-ра обусла-ет скорость реакции. Процессы н-образования набл-тся в н.в. до глубины 6000км (по сверхглубоким скв-ам).

Давление. Нач-ое пл.давление Р_ПЛ.НАЧ - Р в нефтяной газовой залежи, к-ое фиксируется при вскрытии в-носных, н-носных, г-носных пластов. Геостатическое Р (горное) – Р веса вышележащих ГП, ведет к уплотнению пород. Геотектоническое Р – Р создаваемое при деформации ГП. Гидростатическое Р - Р создаваемое весом столба ж-ти. Рпл приблизительно равноРгидростат.    Рпл =  Hводы/10   Мпа

Важным фактором является опр-ние какое давление в залежи: АВПД или АНПД. Наличие АВПД – ведет к сдвигу реакции образ-ния н., т.е. преобладающей генерация жидких УВ. АВПД ведут к разуплотнению породы и появлению на больших глубинах первичной пор-ти и прон-ти. Причины АВПД: высокое геост-кое Р, низкое гидростат-кое Р, наличие связи с вышележащими пластами имеющими высокое Рпл,  подъем залежи с высоким Рпл на более высокие гипсометрические отметки за счет тектон-их движений либо опускания либо поднятия земной поверхности. АВПД способствует раскрытию трещин, разуплотнению пород, улучшению колл. св-в, но с ним трудно бурить.

Приведенное Рпл - Рпл приведенное к какой-либо плоскости (как правило к ВНК) для изучения движения УВ.

Источником УВ, исходя из органической теории происхождения нефти, является органическое в-во, захороняемое вместе с глинистыми осадками.

- При достижении породами температурного порога около 70^о происходит уменьшение энергии сорбционных связей компонентов протонефти со скелетом РОВ. При этих же температурах начинается дегидратация глинистых минералов и вторичное уплотнение глин (отжим гидратных вод), что приводит к уменьшению расстояний между глинистыми частицами минерального скелета породы, сжиманию объемов полостей, вмещающих частицы РОВ, постепенному увеличению внутреннего давления УВ до горного. Это обуславливает гидроразрыв вмещающих глин и прорыв смеси УВ в коллектор.

- Генетическим показателем, отражающим обстановку седиментации, является изопреноидный коэффициент – отношение пристана к фетану в ОВ. Эта величина формируется еще на стадии диагенеза и мало изменяется в последующем. По величине Ф различают 3 типа обстановок седиментации – резко восстановительная, восстановительная и слабо окислительная. В первом и последнем случае запасы залежей небольшие и встречаются редко.

- Интенсивность и количество генерируемых УВ определяется типом ОВ. Сапропелевое ОВ из за большего содержания органики генерирует больше УВ чем гумусовое, т.е они обладают разным нефтегазогенерирующим потенциалом.

- В преобразовании ОВ на начальном этапе играют важную роль бактерии. Чем больше времени отложения находились на глубине менее 300 метров тем больше вероятность разрушения ОВ за счет анаэробных процессов.

- Количество генерируемой нефти пропорционально метаморфизму ОВ, который определяется по отражательной способности витринита в масле или на воздухе. Между отражательной способностью витринита и температурой была найдена зависимость.

Билет№7

7. 1.Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.

Детальная (зональная) корреляция  - кор-я в пределах мощного продуктивного горизонта или продуктивного пласта большой мощности с целью выделения в их разрезе зональных интервалов. Зональные интервалы – части мощности продуктивного пласта, которая по своим литолого- фациальным св-м и положению внутри пласта отличаются от других интервалов мощности пласта.(песчаные геологические тела, распространенные  на отдельных участках залежи иногда в пределах всей залежи.) Методика детальной (зональной) корреляции  - перед началом выделяют основные геоэлектрические репера (пласт прослеживающийся во всех скважинах в виде характерных макс и минимумов) *выше кровли продуктивного пласта *ниже подошвы продуктивного пласта * в пределах продуктивного пласта. Если основ. геоэлектрический репер выделить не удается кор-ю проводят  либо по кровли продуктивного пласта или по подошве продуктивного пласта.  Выделяют основные геоэлектрические репера второго уровня прослеживаются по основной группе скв-н, выделяют основные геоэлектрические репера третьего уровня(местные репера) репера прослеживающиеся по некоторой группе скв-н. И потом коррелируют по скв-м. Методика детальной (зональной) корреляции  с помощью выделения групп скв-н по общей мощности. В пределах каждой группы выделяется эталонная скважина (средняя для всех разрезов этого пласта), в которой также учитывается основные геоэлектрические репера. Разрезы скв-н кор-ют м/усобой. Выделяют зональные интервалы и строят зональные карты (карты распространения коллекторов).  По результатам кор –и строят корреляционные схемы- чертежи предназначенные для отображения стратеграфических подразделений, либо прод-го пласта, либо какой либо свиты, в целом разреза месторождения. Геофизическое сопоставление – нет литологической колонки или есть только одна.  Литологическое сопоставление – литологическая колонка по одной скв-не а по остальным – литология по основным свитам или подсвитам. Еще составляют черновые схемы. Типовые разрезы строятся по истиной мощности пород. Средне-нормальные разрезы строятся вертикальным толщинам.

Корреляция позволяет установить последовательность залегания проходимых скважиной горных пород, выделить одновозрастные пласты, проследить за изменением их мощности, литологического и фациального составов, установить наличие тектонических нарушений, перерывов в осадконакоплении, размывов. На основании обобщения и интерпретации результатов корреляции строят геологические разрезы, структурные карты, карты мощностей, карты неоднородности, с помощью которых изучают продуктивные пласты в пределах нефтяных и газовых залежей, т.е. получают представление об их модели

7. 2. Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС

Начальное положении. По электр-им сопротивлениям даже в открытом стволе различить ГНК не возможно, т.к и нефть и газ имею бесконечно большое сопротивление, неотличаемое в газ. и нефтеносной части.

Задача выделения ГНК успешно решается в обсаженном стволе скв. После обсадки и цементирования обсадной колонны проводится первый фоновый замер нейтронным методом (НГК или нейтро-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - НКТт).

Однако при наличии больших зон проникновения тот эффект исчезает. Тогда прибегают к временным замерам НК, они закл-ся в проведении измерений в открытом стволе сразу после цементажа и по истечению не менее 5мес после цементажа. При проведении повторных замеров НГК или НКТт газонасыщ.часть пласта во времени начинает четко во времени проявл-ся увел-ем интенсивности вторичного γ-излуч-я Внк. При отсут переход зоны и зоны недонасыщен или незначит их мощ-ти (доли метра) и малой зоне проникн фильтрата промывочн жид:начальное – по сопоставлению пс и ик (см рис в вопр 4)(по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл) Показания нейтрон-нейтронного кар при переходе от н к водоносной части коллектора м ум-ся если Св>60г/л (большая мин-я) появлен cl приводит к доп поглощению нейтронов Для нгк эффект обратный. ГВК опр-ся по электрич методам так же как внк. Для опр-я гвк исп-ют показания 3 методов. Нк (нгк), Ггкп (плотностной), Ак (акуст) а) Унк <Унк в.п. газоносные пл-ты выдел-ся на фоне аналогичных н или водонос пл-ов пониженным показанием Унк. б) по сопоставлениям кривых (нормированных) временных замеров. В идеал коллекторе время повторного замера не раньше 3 месяцев, в) На диаграммах АК газонос-е ин-лы выдел-ся повышенным коэф-ом затухан амплитуды аккустич колебаний., г) ГГКП При наличии остат газа в полностью промытой зоне плотность п и показан ГГКП снижаются (газонасыщенная порода всегда плотностю ниже)

Ограничения последних 3 методов опр-ся глубинность.

Определение текущего положения внк…

Перемещение внк, гвк, гнк опр-ют при исследовании необсаженных оценочных скв, контрольных и дополнительных. Наиболее точные данные пол-ют в необсаж и обсаженных неперфорир скв по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скв опр-е текущ пол-й внк, гвк, гнк затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удалённых частей пласта. Опр-е текущ пол-я внк по данным гис имеет свои особенности для обсаженных и не обсаженных скв в зав-ти от мин-ции вод, вытесняющих н. Текущ внк опр-ся так же как и начальный методами электрометрии. В обсаженных скв методами радиометрии. Контроль за продвижением газо-жидкостных контактов м б обеспечен проведением временных замеров нейтронных методов. При прорыве вод по пс

7.3 Классификация огп(осад горн породы) по происхождению:

Органогенные (остатки раст и животных)

Хемогенные(самоосаждение солей из перенасыщенных р-ров и различных хим.реакций

Терригенные.(обломочные) из обломков различных пород, образующихся под действием экзогенных процессов.

1) И 2) классифицируют по хим составу:

-карбонатные;(известняк, изв-ракушечник,писчий мел,мергель,доломит)Изв-образования, состоящие из кальцита с примесями глины и песка. Изв от капли слабой HCl бурно вскипают, причем на их пов-ти в отличие от мергелей не остается грязного пятна. Изв различны по окраске, структуре, текстуре, разделяются на органогенные и хемогенные.Органогенные изв состоят из раковин моллюсков, скелетных частиц животных орг и водорослей. По цвету-чаще белые. Иногда серые, черные, красные, желтые и т.д.Многие изв имеют смешанное биохимич происхожд.

- кремнистые. Сост из кремнезема и имеют органогенное, хемогенное и вулканогенно-осад происх. К ним относ: диатомиты трепелы

-сернокислые и галоидные (различ по хим составу.среди пород аиб распр.

- железистые (по хим сост 4 гр:1) окислы и гидраты окиси железа (оолитовые железные руды), 2) карбонаты железа (сидерит),3) сульфиды жел, 4)железистые силикаты).

- фосфатные (осад породы богатые фосфатами кальция назыв фосфоритами.-фосфат кальция в аморфном виде с примесью глинистого или песч материала. ТВ около 5.цвет чаще темный, но есть и св. «чесночный»запах при ударе или при трении друг о друга.Ф-конкреции разнообр формы.Ф с содерж более 15-30%P2O5 яв-ся полезн ископ.использ для получ удобрений и в хим промышл)

- углеродистые (каустобиолиты)-горючие горные породы орган происх.

3) классифик терригенных пород. Т породы иначе назыв обломочными,т.к. они сост из обломков всех др, в том числе осад пород.4 гр по размерам обломков:псефиты, псаммиты, алевриты и пелиты.

Грубообломочные – Круп-200мм, ср- 200мм-10, мелк-10мм валуны, глыбы, галечник, гравий обломки (окатанные и неокатаные)

Песчаные – грубые 2-1 мм, крупные 1-0,5 мм, сред-0,5-0,25, мелк 0,25-0,1 мм пески, песчаники

Алевролиты 0,1-0,01 алевриты алевриты

Глинистые меньше 0,01 глины (аргиллиты)

Основные признаки огп.:

1)их структура -Структ огп обусловлена размером и формой частиц, слагающих породу. Для терригенных (обломочных) пород она бывает псефитовой (размер обломков более 2 мм), псаммитовой (0,1-2 мм), алевритовой (0,01-0,1 мм) и пелитовой (меньше 0.01 мм). Для пород хемогенного и органогенного происхождения структ-размер кристаллов или зерен, слагающих породу.

2) текстура Т. Характеризует особенности пространственного расположения частиц в породе и бывает слоистой и массивной. При массивной Т частицы расположены в г.п. беспорядочно, слоистая обусловлена сменой литологического состава и органическими остатками. Слоистая Т может быть горизонтальной, волнистой и косой, диагональной.

3)цемент Представляет собой массу тонкозернистого или аморфного материала, скрепляющую отдельные более крупные зерна. 2гр Ц: 1) Ц, образовав одновременно с формиров осадка 2) Ц, возникший после образов осадка в результ.осаждения солей из циркулирующих в породе р-ров. По составу Ц: глинистый, алевритовый, песаный, известковый, железистый, кремнистый и т.п. Многие породы получают название согласно составу их Ц (пр железистый песчаник). От характера Ц зависит прочность (твердость) осад пород.

4)пористость П – 1-н из основных внешних признаков. П зависит от: величины составляющих породу зерен, кол-ва и плотности Ц и выщелачивания отдельных участков и составных частей породы. По степени П выдел породы: плотные – в кот П незаметна на глаз, мелкопористые, в кот можно различать мелкие частые поры, крупнопористые, где величина пор от 0,5-2,5 мм, кавернозернистые(у известняков и доломитов), где крупные поры представл собой сложные пустоты – каверны возникшие на месте выщелоченных раковин и др оргнич остатков, а также отдельных участков породы. От П зависит объемный вес, т.е. вес ед. объема породы с ненарушенной струтурой.

5) цвет

У осад.пород окраска от белого до черного. Иногда окраска яв-ся признаком, характерным для определения этих пород и зависит:

от окраски минералов слагающих породу;

2) от окр рассеянной в породе примеси и Ц;

От цвета тончайшей корочки, часто обволакивающей зерна составлющих породу минералов.

Белый и св серый-главные минер о.п.(кварца, каолинита, кальцита, доломита и др).(чистые породы)

Темно серый и черный – примесь красящего углистого в-ва и реже солей марганца и сернистого железа.(жаркий климат)

Зеленый цв.-примеси закисного железа и окраш минералы напр глауконит, хлорит, малахит.

Желты и бурый цв-ав породе лимотит.

6) состав

Билет№8

8. 1.Геохимические исследования при нефтегазопоисковых работах. Биомаркеры и их использование при решении геологических задач

Геохим.исслед-я изуч. ОВ: РОВ и КОВ (рассеянное и концентрированное) – по формам нахождения в Земле.

Прямые геохим.методы

газовая съемка: из подпочвенного горизонта отб-ся пробы воздуха. Устанавливают общее кол-во адсорбированного Г, затем отделяют СО2, О2, Н2 и опр-ют УВ-ый состав.

Проводят изуч-е почв: опр-ют содержание карбонатов, песчаной и глинистой фракции; проводят люминесцентный анализ. Опр-ся регион-ый фон и анал-ся остаточные аномалии, к-ые наносят на стр-рные карты или карты аномалий геофиз.полей.

Лучшим адсорбентом газов явл-ся снег, поэтому газ.съемка в З.С. и др.регионах явл-ся более успешной. Пробы отбирают на глубине 0,3 м от пов-ти в банки с герметичными пробками и дегазирую снег в 2 этапа. Окончательная оценка перспективности дается в комплексе с геофиз. и космич-ими иссл-ями.

газо-бактериальная съемка основана на изуч-и бактерий, окисляющих УВ-ные газы. Бактрии, окисляющие УВ, наз-ют метилотрофами.

метод «гало ∆С» основан на представлениях, что УВ, мигрируя от глубинных скоплений Н и Г к пов-ти, оставляют «несмываемый отпечаток» в приповерхностных отлож-ях, где происходит окисление метана и возникают изменения в карбонатах.

Биомаркеры – УВ-ое соед-ние, к-ое позволяет определить в каких условиях образовалось ОВ

- геохим.пар-р отношение пристана к фитану

Пристан/Фетан(изопреноидные соед-я).

i- изопреноиды(когда радикал заменяется группой СН).

Это отношение помогает определить происхождение и формирование залежи, прогноз фазового состояния з-й (Отношение П к Ф <2,то ок.-восст-я обстановка(водная среда - спобствовала накоплению нефти );Если >4-5,то окисл-ые усл-я-континентальные усл-я, с ними в основном связаны месторождения газа.)

Миграция УВ: по мере миграции УВ меняют свой состав, т.е должны оставаться тяжелые компоненты (пр.асфальтены), увел-ся содер-е легких в-в (пр.алканы) и увел-ся кол-во алканов. Миграцию изучают по составу УВ.

Деградация нефтей: при разрушении УВ происходит практически исчезновение алканов (при гипергенезе), в результате чего преобладают асфальтовые компоненты, по отношению к смолам к асфальтам. Также испол-ся содер-е Сорг (в З.С. РОВ в Юре – до 5%, в Бажене – до 25%, в Мелу – 1,2-2%), битуминозный коэф-т д/оценки перспектив н/г-носности. Также изучает кероген – это нераств.орг.соедин-е.

Если содер-е РОВ (рассеянного ОВ) в породе >0,5-1%, то это благоприятное усл-е для н-обр-ния.

Возможно изучение генерации и миграции УВ. Сапропелевое больше продуцирует Н. и Г., орг. гумусовое-меньше.

8. 2. Характеристика пластовых флюидов, учет свойств при разработке

1. Нефть – это в основном смесь УВ различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньших кол-вах встр-ся УВ аромат-ого (аренового) ряда.

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу V. Плотность Н при норм-ых усл-ях - от 0,7 (г-ый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см3. Легкие Н с плотностью до 0,88г/см3 наиболее ценные, т.к. обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкость – сопротивление частиц нефти при перемещении их относительно друг друга мПа*с

Подразделяются : 1. Маловязкие <1мПа*с 2. Незначительной вязкостью 1-5 мПа*с 3. С повышенной вязкостью 5-25 мПа*с 4. Высоковязкие > 25мПа*с

-Поверхностное натяжение – Характеризуется противодействующими силами стремящимися к изменению поверхности нефти и затрудняют движение в пустотной среде. Ед.измерения Н/м или Дж/м2.

- Сжимаемость – это изменение объема нефти при увеличении давления. С увеличением содержания газа в нефтях сжимаемость увеличивается. Β=1/∆Р*(V11 – V2)/V1 (Единица измерения 1/Па). ∆Р=Р1-Р2

 – харак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях / Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=1-Ѳ – коэф-нт усадки,

Ѳ=1/b – пересчетный коэф-нт.

- Газовый фактор –Vг/Vнсодержание газа в нефти.

- Рнасыщения – давление при котором весь газ растворен в нефти.

2. Прир-ые УВ-ые газы нах-ся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто г-ые м-ия, либо в растворенном виде содержится в н-ых залежах. Такие Г наз-ся нефтяными или попутными, т.к. их добывают попутно с нефтью.

УВ-ые газы н-ых и г-ых м-ий представляют собой г-ые смеси, состоящие гл.образом из предельных УВ метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10. Причем содержание метана в г-ых залежах преобладает, доходя до 98-99%. Иногда в Г присутствуют пары более тяжелых УВ – пентана, гексана, гептана.

Кроме УВ-ых газов, газы н-ых и г-ых м-ий содержат угл.газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших кол-вах редкий газ (гелий, аргон , неон).

Физ. св-ва газов:

- Плотность –Отношение массы в единице объема кг/м3. Плотность газов Н и Г мест-ий колеблется в пределах 0,7-1,0 кг/м3.

-Вязкость – Сила трения между слоями газов и приблизительно в 100раз меньше вязкости нефти.

-Коэффициент сжимаемости газаB – отношение Vгаза.пл.усл./Vгаза на поверхность при стандартных условиях.

т.к законы газового состояния были установлены для идеальных газов и поэтому приходится вводить поправку Z=Vув.газа/Vнач.газа

-Поправка на t – отношение 273+20/273+Тпл Тпл – замеряется электротермометром в скв.

-P0 – первоначальное пластовое давление в залежи. Определяется глубинным манометром в 1скв, вскрывшей продуктивный пласт до начала разработки.

-Рк – конечное давление в залежи 1атм.

-α0 и αк – поправочные коэффициенты для P0и Ркв связи с отклонением УВ газов от законов газового состояния их находят по специальным номограммам,в зависимости от свойств пласта.

3. Конденсат. В отличие от Н и Г в природе не сущ-ет чисто конденсатных м-ий, т.к. конденсат может образ-ся только в рез-те сепарации г-ой смеси, когда по мере снижения пласт.давл-ия или темп-ры происходит конденсация УВ-ов.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат харак-ся достаточно высоким содер-ем легких УВ (до C5). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давл-я или темп-ры. В рез-те такого изменения термобарических условий м.б. получен конденсат, в к-ом содержание легких УВ сводится к MIN. Такой конденсат называется стабильным.

При изотермическом снижении давл-ия в однофазной г-ой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давл-ие наз-ся давл-ем начала конденсации. Кроме того, существует понятие давл-ия MAX конденсации. При давл-ии MAX конденсации и заданной темп-ре в жидкой (конденсатной) фазе находится MAX доля УВ смеси.

В природе часто первоначальное пласт.давл-ие г-ой залежи совпадает с давл-ием начала конденсации. В течение разработки м-ия по мере снижения пласт.давл-ия происходит конденсация Г в породе-колл-ре.

По содержанию конденсата м.р. подразделяются на :

- С незначительным содержанием конденсата <10см3 в 1м3 газа

- Низкое содержание от 10 до 150см3

- Среднее содержание 150-300см3

- Высокое 300-600см3

- Очень высокое >600см3

8.3. Способы определения коэффициента пористости коллекторов по комплексу ГИС По ПС. Увязка по керну и Гис.

Традиционное обоснование опр-е Кп по αпс(рисунок). Оно осн-ся на установл-ии зав-ти αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. С увелич-м Кп глинистость уменьшается.

Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается; 2.м-д не работает в инт-х карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение); 3.не применим для опред-я оценки Кп углей.

Гидрофобизация кол-ров приводит к занижению αпс и опред-й Кп.

По ГГКП: наиболее точный метод определения пористости коллекторов, но записывается не на всех скв. Кп=(Бм-Бг.п)/ (Бм-Бф) Бм, Бф-плотн минералог и фильтрата.

Нейтронный м-д: основан на ур-нии:

Кп=ωΣ-Δω; (ωΣ-суммарное водородосод-ние).

ωΣ – по данным НК

Δω – поправка на сод-ние

водорода в тв. фазе (в глинах, слюдах, органике).

Δω=f(αпс или αгк)

По АК: в основе лежит зав-ть скорости или ΔТ от

просветности или пористости.

Кп=[(ΔТ-ΔТск)(а*αпс+b)]0,5 - для Зап.Сиб.

М-ды КС: только для в/нас-х пород.

Рпор-ти=а/Кпm=f(Кп); Рп=ρвп/ρв

Для г/нас-х: опред-е Кп г/нас-х пород

по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного

газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК.

Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

Билет№9

9. 1.Начальное пластовое давление в залежи, факторы, влияющие на формирование пластового давления. Аномальное пластовое давление, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике.

Пластовое давление – запас природной энергии, за счет использования которого нефть и газ продвигаются по пласту к добывающим скважинам. Оно создается напором краевых и подошвенных вод, растворенным н и г, напором г, газ шапки и упругими силами н, г и воды породы. Эти силы могут проявляться совместно или раздельно. За начальное пластовое давление принимают давление, замеренное манометром в 1ой скв., вскрывшей продуктивный пласт, т.е. до начала разработки.

На практике установлено при углублении каждой скважины на 10 м пластовое давление возрастает на 0,1 мПа (1 атм), что соотв-ет гидростатическому давлению, т.е. давлению столба воды ρв = 1 г/см3 и высотой от продуктивного пласта до устья скважины.

Рпл = Ргидр = (ρв · Нгл)/102 = мПа

Нгл – глубина залегания пласта

На большинстве мест-ий ЗС Рпл соответствует Ргидр. Но в предгорных равнинах и межгорных впадинах пласт. давление может отличаться от гидростат. На 15-30 и больше % и тогда оно характеризуется коэффициентом аномальности.

Kан=fпл/Pгидр>1,15-2,3

Ка образуется за счёт след факторов:

А) За счёт геостат давления вышележащих пород в сейсмически активных районах.

Всё поле альпийской складчатости хар-ся аномально высокими давлениями пластов (АВПД).

Б) Если пп сообщаются с нижележащими пластами по тект нарушениям или трещинам

В) На г и ГК м-ях в связи с малой плотностью и вязкостью газа и его большой подвижностью Рпл одинаково во всех залежах и оно рассчитывается по глубине залегания подошвы пп.

Неустойчивость этого фактора приводит к аварийным фонтанам на г и ГК м-ях (Уренгойское).

При бурении СКВ в зонах АВПД бр утяжеляют баритом и гематитом.

Sбр до 2-2,5 г/см3

При бурении СКВ в юрских отложениях на Урен м-ии бр утяжеляли 1,8-1,9 г/см3.

В некоторых регионах (тиманопечорская нгн провинция, Предкавказье), ПД может быть ниже Ргидр, т.е. Ка < 1 и тогда их называют аномально низкими ПД-(АНПД).

АНПД обр-ся, когда м-е разбито тект нарушениями и произошли разгрузки пластовой энергии, а также когда продуктивные пласты могут приближаться или выходить на дневную поверхность.

При бурении скважин в зонах АНПД применяют облегчённые бр, приготовленные не на воде, а неорганической основе, часто с использованием дизельного топлива, а также с помощью аэрированных жидкостей, сжатых газов и с добавлением пенообразующих композиций.

Знание пласт давлений необходимо при обосновании технологии бурения, т.н. плотности бр, при цементации ок, при подсчёте запасов и при составлении проектов разработки.

9. 2. Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы. Опорное, параметрическое бурение: требования, использование. Отчетность в конце этапа

Региональный этап подразделяется на две стадии; прогноз нефтегазоносности и оценка зон нефтегазонакопления.

На данном этапе проводится обширный комплекс геологических, геофизических, геохимических, гидрогеологических и буровых работ.

Геологические работы включают в себя региональные и полудетальные геолого­съемочные и структурно-геоморфологические съемки в масштабе I-100000 и 1:500000, которые комплексируются с геохимическими и гидрогеологическими исследованиями.

При гидрогеологических исследованиях изучен состав водопроявлений, в которых определяется минерализация и тип пластовых вод, наличие в них микроэлементов, растворенного газа и т.д. Большое значение имеют геофизические работы, которые на стадии региональных исследований призваны решать задачи:

выявление глубин залегания и структурных особенностей фундамента, установление связи структурных форм фундамента и осадочного чехла;

определение вещественного состава, мощностей и строения осадочного чехла с выделением структурных этажей,

-изучение крупных структурных элементов и зон региональных нарушений Для решения данных задач проводится аэромагниторазведка и сейсмические профили. Вся территория Западно-Сибирской провинции покрыта гравио-магнитной съемкой м:500 000, м:200 000 и участками м:50 000 съемкой, проведено более 140 региональных сейсмических профилей. Для детальности исследований района большая часть выполненных методов комплексируется в совокупности с опорным, параметрическим и сверхглубоким бурением. С целью интерпретации региональной сейсморазведки значительная часть скважин бурится на региональных профилях, либо в их пересечении Всего в Западной Сибири пробурено 29 опорных скважин, более 150 параметрических и две сверхглубоких скважины - Тюменская СГ-6 и Ен- Яхинская СГ-7 с забоями соответственно 7502м и 8250м, вскрывшие вулканогенные породы-базальты пермо-триасового возраста.

Результатом комплексных региональных геолого-геофизический исследований в пределах исследуемого региона является стратиграфическое расчленение разреза с выделением нефтегазоносных комплексов, подкомплексов, составления тектонической схемы с выделением структурных элементов различного порядка, на базе литолого-палеографических исследований восстанавливаются условия осадконакопления различных стратиграфических подразделений, распространение коллекторов, покрышек, их типа, мощностей. При геохимических исследованиях изучается содержание в породах ОВ, его тип, ката генетической преобразованности пород, битуминозности пород - это с позиции органической гипотезы нефтеобразования. с позиции глубинной теории нефтеобразования анализируют зоны возможной миграции по гравиоразведке - это зоны разуплотнения или деструкции по сейсморазведке или зоны солитонов по Бембелю, флюидотектоника по Исаеву и др., трубы глубинной дегазации по Валяеву, Кропоткину. На сейсмических разрезах в интервале юрской части разреза они действительно выделяются в виде труб - зоны флюктуации отражений и отображения в виде инверсионных кольцевых структур, - по юрским горизонтам рисуются впадины, по неокомскому положительные структуры.

Гидрогеологические исследования включают исследования в составе выделенных водоносных комплексов типа вод, их минерализации, газонасыщенности и т.д. Результатом исследований является составление гидрогеологических и гидрохимических карт

Опорные скважины закладываются в благоприятных структурных условиях, до фундамента или до технически возможных глубин. Основная цель – всестороннее изучение строения разреза. Предполагается максимально возможный отбор керна по всему разрезу, полный комплекс ГИС, геохимические, гидрогеологические, гидродинамические исследования, опробование и испытание перспективных объектов.

Параметрические скважины – закладываются в пределах крупных тектонических элементов или локальных структур и на территории перспективных зон нефтегазонакопления. Цель – уточнение, детализация строения перспективных литолого-стратиграфических комплексов, коллекторов и флюидоупоров; изучение физических свойств (для интерпретации геофизических исследований) пород и органического в-ва пород. Проводятся те же исследования что и в опорных, отбор керна около 20% от общей глубины.

Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2 (прогнозные ресурсы)

D1 характеризует прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов (J и K), нефтегазоносность которых доказана в данном регионе.

D2 характеризует прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых предполагается по аналогии с соседними регионами, имеющими сходное геологическое строение.

9. 3. Способы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС

Основано на исп-нии данных м-в КС и проводимости. Традиционный способ основан на исп-нии след-х завис-тей: Рн=ρнп/ρвп=а1/Квn; Рп=ρвп/ρв=а0/Кпm (2). По данным ГИС опр-т ρнп, ρв →Кп, с пом-ю ур-ния (2) расч-т ρвп→Рн→Кв→Кнг=(1-Кв).

Методика объемной водонас-ти : она основана на установлении зав-ти м-у сопрот-м н/нас-й породы (БЭЗ+БК+ИК) и её объемной в/нас-тью. ρнп=а/w^n (3)

Для получения зав-ти (3) необходимы прямые опред-я в/нас-ти пород по керну. Это достигается бурением скв-н и отбором керна с исп-м р-ров на УВй основе (РУО, РНО). Альтернативой явл-ся бурение на обычной основе с исп-м спец-х керноприемников (РВО).

Опред-е Кнг по данным НМ. При Св≥120-150г/л, возможны оценки Кнг по данным НМ (ИННК). При этом предполагается что известно вел-на Кп по ГИС.

Опред-ся ωΣi по ИННК – объемное водородосод-е. ωΣ – Δω=Кп.иннк; Кп.иннк=f(Кп) – либо по керну, либо по ГИС.

Оценка г/нас-ти основана на этом эфф-те. Кп.нк=f(Кп).

ИННК

ингк так же как иннк только в воде обратно