ГОСЫ МОЙ ГОРзс_10_НА ПЕЧАТЬ ШПОРЫ

Билет 22

22.1. Геолого-промысловые методы планирования добычи нефти и газа.

Текущее (детальное) планирование – планирование добычи н. или г. на месяц, квартал, полугодие, год. Планир-е добычи н. базируется на промышленных запасах открытых м-й. При планировании д.б. запроектировано максимально возможное использование производственных мощностей, т.е. фонда доб-х скв. Учитывается три группы скв.: переходящие скв.(дествующие -скв. давшие продукцию в последние месяцы отчетного периода) Qперех.=q_перех Кпадения , Кпадения=q_{последующее}/q_{предыдущее}. Бездействующие скв. (ранее эксплуатирующиеся но не давшие продукцию в течении последнего месяца отчетного периода) Qбездейств.=q_ср*Nскв*165*Кэ

Кэ – коэф-т эксплуатации – отношения кол-ва отработанных дней в году к общему кол-ву дней. Новые скв. (используется либо технологическая схема раз-ки либо скв. резервного фонда) Qнов. скв.=q_ср*Nскв*165*Кэ

Перспективное (долгосрочное) планирование – планирование добычи н. и г. на 5-10-15лет, при этом опред-ся: основные направления и объемы геолого-поисковых и разведочных работ с обоснованием их эффективности, возможный прирост запасов по отдельным регионам и стратиграфическим комплексам, возможные уровни добычи н. и г., объемы капитальных вложений, нефтепромысловое строительство и буровые работы. Прогноз добычи н. по неоткрытым месторождениям, осуществляется исходя из плана прироста запасов н. по каждому району и геолого-физической хар-ки ожидаемых к открытию новых месторождений.

22.2. Краткая характеристика основных нефтегазоносных провинций России (Волго-Уральская, Прикаспийская, Тимано-Печерская, Лено-Тунгусская, Охотоморская)

Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентраци­ей месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства гео­тектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим райониро­ванием.При нефтегазогеологическом районировании следует учиты­вать четыре основные группы факторов - критериев, контролиру­ющих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:- современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;- литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основан­ную на палеогеографических, формационных и фациальных усло­виях формирования осадков в различных частях этих территорий;- гидрогеологические условия;- геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

- Прикаспийская провинция (к северу от Касп моря), наличие в нижн перми солевой (до 3 км), подсолевой (D₃-C₁) и надсолевой (?). Астраханское г/конденсат м-ие.

- Тимано-Печерская провинция, прод отл 8 комплексов(от D до P включ-но). Осн м-ия – Усинское, Выпькульское, Ярега (нах-ся на глуб 60 м, нефть доб-ют шахтн сп-ом).

- Волго-Уральская н/г/провинция (это второе Баку),открыто в 44 году, прод отл-ия D, С и Р). М-ие Ромашкинское,…

- Предкавказье (северокавказ), от T до N включ-но, - старый н/доб-ий район P. Ставропольское м-ие.

- Прибалтийская, кембрий,

- Ленно-Тунгусская провинция, Сиб пл-ма – древняя (рифей – верх часть протерозоя), кембрий и ордовик, м-ие Мартовское.

- Енисей-Лаптевская провинция, м-ие Пеляпкинское, Салененское.

- Охотская провинция на о. Сахалин, осн н/носность, неоген прод-н. М-ие Оха, Эваби.

22.3. Учение о платформах и геосинклиналях

Платформа – это жесткий (тектонически пассивный) участок земной коры, имеющий двухярусное геологическое строение (фундамент и чехол), чаще имеют изометричную форму.

Платформы хар-я след. признаками:

-колебательные движения в пределах платформ отличаются малой интенсивностью;

-складкообразовательные и разрывообраз. движения здесь почти не проявл-ся;

-осадочные породы чехла, покоящиеся на древнем, складчатом или кристаллическом фундаменте, обладают малой мощностью, не дислоцированы и не метаморфизированы;

-рельеф пов-ти отличается спокойствием и разнообразием.

Геосинклиналь – это участок активного прогибания на 1-м этапе осадконакопления, на втором этапе в условиях сжатия коры поднятия горо- и складкообразования. Магматизм на первом этапе основной эффузивный (базальт), на втором – интрузивный кислый (гранит).

Геосинклиналь – это область max проявления всех эндогенных процессов. По форме – это узкая вытянутая область. По мобилистской модели геосинклиналь – это область субдукции.

В развитии геосинклинали можно выделить неск-ко стадий (по Хаину):

1 стадия – начальное погружение, сопровождается накоплением мощных толщ морских глинистых осадков и эффузивным магматизмом (базальты);

2 стадия – предорогенная: геосинклиналь расчленяется, возникают внутренние поднятия, появл-ся признаки складкообраз. движений, внедряются первые интрузии. Типичные осадки – тонкоритмичные терригенные или карбонатные отложения, среди магматических – порфириты и андезиты. К концу 2ой стадии происходит общее воздымание геосинклинали с внедрением батолитов;

3 стадия – раннеорогенная: воздымание продолжается, накапливаются исключительно терригенные осадки (глины, алевролиты и песчаники, местами соленосные и угленосные). Складкообразовательные движения приурочены именно к 3ей стадии, а к началу 4ой, в основном, завершаются;

4 стадия – собственно орогенная, когда скорость восходящих движений превышает скорость денудации и форм-ся настоящий горный рельеф. Накапливаются, в основном, континентальные осадки с преобладанием во впадинах мощных толщ конгломератов, с интенсивным проявлением конечного вулканизма и интрузивной дея-тью (граниты).

Достигнув астеносферы радиальное движение переходит в горизонтальное, начинается растяжение (спрединг), а при подталкивании океанической коры под континентальную идет процесс субдукции.

В этой области осадочный слой, соскабливаясь, сминается в складки, образуя так называемую аккреционную призму (скучивание в-ва). В то же время подталкиваемый край плавится, наиболее легкие выплавки возгоняются вверх. Идет магматизм (интрузивный прежде всего, эффузивный) т.е. складчатая толща интрудируется.

В итоге образуется в области субдукции новая континентальная кора (гранито-гнейсовый слой), нижний ярус (фундамент) платформы.

Тоже самое создается и за счет геосинклинального развития по фиксистской модели.

Т.е. за счет геосинклинального развития на месте геосинклиналей создаются новые структуры земли – платформы. В свою очередь платформы подвергаются процессам деструкции и на их месте возникает новая океан. Кора (Байкал). Эти процессы закрытия и открытия (формирование новых континентов) идут с периодичностью в один галактический год.

Лекция Папина:

Платформа – пассивный участок земной коры, имеющий в разрезе 2-х ярусное строение. Внизу складчатый фундамент, вверху горизонтально залегающая толща.

Геосинклиналь – тектонически активная область, где максимально проявляются все эндогенные процессы.

На месте геосинклиналей возникают горные страны, а на месте последних платформы.

Билет 23

23.1. Понятие о статических и динамических моделях нефтяных и газовых залежей._

Перед вводом в разработку мест-й залежи вначале рассматривают в статич состоянии, как сложную природную систему, незатронутую процессом разр-ки. Основной объем информации получают на стадии разведочных работ в соответствии с реализацией проекта разведки по мест-ю.

Для обоснования статич модели опред-ют основные элементы природной системы мест-й, т.е.:

1.Форму природного резервуара, внутр строение продуктивных пластов с учетом геологич неоднородности.

2.Хар-ку насыщающих пластовую систему флюидов, их состав и св-ва и зависимость этих св-в от давления и температуры

3. Термобарич хар-ку залежей для обоснования природного режима.

1. При определении формы залежей основными данными служат материалы ГИС, результаты опробования пластов и данные детальной сейсморазведки. На основании этих материалов опред-ют кровлю и подошву пластов, линии выклинивания, замещения , размыва продуктивных отложений, положения контактов. Внутр строение прод-х пластов изучают по результатам лаб-х исслед-й керна, данных ГИС, литолого-петрографических исслед-й, гидродинамическими методами, при этом важную роль отводят детальным корреляцием для учета всех прослоев при подсчете всех запасов и обосновании эксплутационных объектов.

2. Св-ва пласт-х флюидов изучают по глубинным и поверх-м пробам и зависимость их св-в от давления и температуры. Это необходимо знать, чтобы предвидеть как будут изменяться св-ва в процессе разр-ки мест-й.

3. Термобарич хар-ки залежей опред-т прямыми замерами давления и температуры. Причем замеры проводят по равномерной сетке залежей, кот охватывают не только залежи, но и законтурную зону. Это необходимо для обоснования режима залежей.

Статич модель залежей устанавливается при подготовке мест-й к разр-ке. По этой модели создается целостное представление о залежи и взаимосвязь отдельных элементов системы.

После разведочных работ статич модедь залежей уточняют на основании информации, полученной по данным экспл-и скв-н и тогда залежь начинают рассматривать в динамич состоянии. Дин. состояние залежей определяют геологич и технич компоненты.

Технич компоненту сост систему разр-ки мест-й. Различают 2 системы разр-ки:

1. На природном режиме, основными элементами котеделенным обра явл-ся доб-е скв-ны, опзом размещенные на площади и оборудованные средствами для создания депрессий на забое и подъема газа или жидкости на поверхность.

Системы доб-х скв-н зависят от неоднородности прод-х отложений.

2. Когда разр-ку производят с ППД.

Основными элементами этой системы явл-ся:

а) совокупность доб-х и нагнетательных скв-н и их размещение на площади мест-я.

б) вид воздействия, кот зависит от прониц-ти пород. Если прониц-ть высокая, то в системе ППД применяют воду. Если проницаемость низкая, то применяют газ или водогазовоздействие. В качестве газов могут использовать попутный газ или газ, кот хорошо растворяется в нефти (углекислый газ, азот и др.).

в) оборудование, кот обеспечивает перепад давлений и подъем жидкости на поверхность.

При обосновании моделей залежи учитывают взаимод-е технич и геологич компонент. Так под воздействием технич компоненты меняется форма залежи, хар-р насыщения прод-х пластов , состояние пластового давления. Технич компонента также в процессе разр-ки претерпевает изменения, т.к. изменяется фонд доб-х скв-н, дебит, обводненность, способ эксплуатации скв-н. Изменение состояния геолого-технич комплекса связано с выработкой запасов, обводнений прод-х пластов пластами и закачиваемыми водами, изменением давления и температуры.

Исходя из этого при обосновании дин модели залежи изучают процессы, протекающие в прод-х пластах и поэтому дин модель залежи могут изображать в 2-х видах:

а) проектную и б) фактическую (адекватную).

Проектную дин модель составляют на стадии проектирования и отражают в проектных документах, путем описания технико-экономич показателей разр-ки, кот включают обоснование дебитов скв-н, уровня годовой добычи, объемов закачки, фонда скв-н, обводненность продукции и др. показатели. При этом составляют несколько вариантов, кот могут отличаться расположением и формой сетки доб скв-н, расстояниями между скв-ми, уровнями годовой добычи, объемами закач-й воды, видом воздействия, обводненностью продукции.

На основе технико-экономич расчетов (ТЭО) выбирают наиболее эффективные варианты.

Поскольку проектные документы создаются, когда залежь еще недостаточно разбурена доб скв-ми, детально не изучено геологич строение мест-я, неоднородность прод-х отложений, то почти по всем мест-м отличается несоответствие проектных и фактич показателей разр-ки.

Поэтому регулярно создают фактич или адекватную дин модель. При ее обосновании использ-ют:

Графич построения, такие как детальные геологич профили, карты остаточных нефтенасыщенных толщин, карты изобар, карты продвижения контуров нефтеносности и текущего положения контактов, карты обводненности. Сравнение этих карт во времени позволяет определить напр-е и скорость продвижения во времени пласт-х и закачиваемых вод, объем остаточ запасов, состояние пластового давления, а также эф-ть системы ППД. Участки, на кот действует система ППД будет хар-ся стабильно высокими давлениями и стабильными отборами жидкости.

Часть геолого-промысловых параметров хар-ся абсолютными значениями. Это добычи нефти, газа, жидкости за определенный период. Многие параметры удобнее отражать в виде средних значений, как например, ср дебит по скв, ср пластовое давление, ср обводненность продукции, ср приемистость скв-н нагнетательных. Состояние геолого-технологического комплекса часто хар-ют интегральными показателями, т.е. изменения накопленной добычи нефти, накопл-х объемов закачки воды, накопленных объемов закачки попутной воды. Для наглядности строят графики изменения динамики абс-х и ср значений во времени. В рез-те комплексной обработки всех этих материалов уточняются и периодически опред-ся адекватная или фактич модель залежи. В этой модели должны быть отражены режим залежи, остаточные запасы, их величина и размещение, распределение пластового давления по залежи, охват залежи заводнением.ю хар-р продвижения контура нефтеносности, взаимод-я отдельных уч-в мест-я. Последнее необходимо выделить недостаточно охваченные разработкой уч-ки и в послед-м изменить систему заводнения.

23.2. Литологическое расчленение песчано-глинистых разрезов по данным ГИС (песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты, угли, битуминозные породы)

Литол расчленен разреза по гис основано на различии физ св-в указанных пород.

- по пористости Кп (при прочих равных условиях) опоки- песчан- алевролиты- глины (аргиллиты)- битумин аргил- плотные карбонатизир разности- угли

- по УЭС – обратно пористости (Н,Г,К-эл.ток не проводят)

- по объёмной пл-ти плотные карбонатизир (2,7 кг/м³)- глины- алевролиты- песчаники- опоки- битуминозные аргиллиты (типична бажен св 2,1-3)- угли (1,7кг/м³).

- по радиоат-ти битуминоз арг- глины- алевролиты- опоки- песчаники- плот карб раз- угли

- по суммарному водород содержан (электрометрия)угли- опоки- бит арг- глины- пес- алев- плот карбонатные разности

- АДА (диффузионно адсорбционная акт-ть) ( ПС ) Глины, бит аргил, угли- ал- опоки- пес- плотн карбонаты

- dТ (интервальное время = скорость ультразвука^–1)угли, опоки- глины, аргиллиты, бит арг- пес, алеврол- плот карб

- набухаемость -глины

Глины, ариллиты. αпс< αпсгранич=0,15-0,2 мин.показпния пс. ΔJгк> ΔJгк Крит=0,75-0,8 макс.показания по ГК.ρбк <ρбк Крит. ΔJнк< ΔJгккрит=1,5-2. Глины(каверны)-Dскв>Dном+0,5см. аргиллит- Dскв<=Dном+0,5см(небольшие неровности стенок скв).

Плотные.-карбонатизированные песч и алевролиты.обр-ся путем отжима пор.вод,, отложения кальцита, вблизи кровли пласта обр-ся карб.линзы. Jнк>Jгккрит. Повышенные показания нк и Бк. Аномалии повышенных сопр-й МКЗ. Повышенные БМК. Низкие или миним. Jгк. Повышенная плотность по ггкп.δп>δп Крит(>2,5г/см3). Низкое ΔТ 180-190мкс/м.

Угли. Низкие ГК, Jнк =Jнкмин. ρбк >ρбк Крит повышенное как в плотных. МКЗ и МБК как в плотных, уд сопр как у плотных.

Битуминозные.повышенные ГК, выс уд.сопр., пониж плотн., пов дТ, низкие показания НКТ

Песч. И алевролиты.Это коллектора, выд-ся по: 1.Dскв<Dном(глин.корка). 2.Положит.приращения на МКЗ. ρмпз >ρмгз. 3.Наличие рад.градиентов сопр-я, т.е. наличие зоны проникновения. Ρзп не равно ρп. Это были прямые кач.признаки коллектора. Град.сопр-я опр-т по БКЗ и викиз. Косвенные критерии выделения коллекторов: 1. αпс>αпсгранич αпсгранич>0,3-0,4 для нефти. αпсгранич>0,25 для газа.2.гамма-каротаж.прим-ся там где пс не работает например юрские отл-я. Далее разделяем песчаники и алевролиты по αпс. αпс гранич=0,7-0,8. Если больше 0,7-песчаник, меньше-алевролит.

Все, что не попало в коллектор можно рассматривать как песч. и алевролиты глинистые.

23.3. Тектоническое районирование России

На территории России, как и в других районах земного шара, выделяется большое число тектонических зон и областей, каждая из которых отличается специфическими особенностями строения. Эта специфика выражается в степени метаморфизма г.п., в характере проявления вулканизма, в интенсивности дислоцированных пластов, в различном стратиграфическом объеме геол-их образований, входящих в состав фундамента и осадочного чехла. С учетом их особенностей и производят тектоническое районирование.

Тектоническое районирование и составление на этой основе тектонических карт относят к традиционным методам геологии. Под ним следует понимать выделение разномасштабных участков литосферы на основе различий в их историко-геологическом развитии, структурно-морфологических особенностях, структурно-вещественном составе или др. признаков. Ю.А. Косыгин считает тектоническое районирование основным приемом анализа и распознавания геол-их объектов.

Тектонические карты дают возможность обобщить большой и разнообразный материал по структурам литосферы, типизировать и классифицировать структурные формы и тектонические зоны, трактовать стадии и этапы их развития. Тектонические карты содержат элементы научного прогноза. В них могут быть отражены и гипотетические представления, особенно, когда это касается малоизученных регионов или проблемных вопросов тектоники.

Наиболее традиционный принцип районирования – принцип районирования по возрасту завершающей (главной) складчатости. Согласно ему в России выделяют:

1. Карелиды - область докембрийской складчатости: Вост.-Европ. платформа, Сибирская платформа. Фундамент сформирован в архейское и раннепротерозойское время

2. Байкалиды: Тимано – Печорская обл., Байкальская обл., Северный Таймып, Восточные Саяны, Енисейский кряж, Туруханское поднятие. Фундамент сложен AR и всем протерозоем (РR₂).

3. Каледониды – образованы в нижнем Pz (Pz₁ – кембрий, ордовик, S): Алтай – Саянская область (юго-восток ЗС)

4. Герциниды – образ. в позднем Pz₂ (Д,С,Р): Урало – Сибирская обл. (Урал, З-С плита), Южный Таймыр, Монголо – Охотская обл., Скифская плита.

5. Мезозоиды – образованы в Мz: Верхояно – Чукотская обл, Дальневосточная обл. (Сихоте - Алинская).

6. Альпиды: Кавказ, Курилы, Сахалин, Камчатско-Корякская обл.

7. Область современной слкадчатости: Восточно – Азиатская обл. (Камчатка, Сахалин, Курилы).

Каледониды и герциниды - это молодые платформы; мезозоиды и альпиды – орогены, горные страны; карелиды и байкалиды – древние платформы.

Билет 24

24.1. Классификация запасов углеводородного сырья.

П.з. имеет большое практ-е значение, т.к. от него зависит развитие геолого-развед-х работ в регионе, выбор и обоснование сист разработки мест, планир-е добычи н,г, к на все годы разработки, обоснование конечных коэф нефте и газоотдачи пластов. ПЗ производят специалисты геол отделов УБР, НГДУ, партии и экспецидиции по пз, а также проектных инститотов. Запасы проверяются и утверждаются в гос-м комитете по запасам (ГКЗ) при совете министров РФ. А предварительные запасы проходят экспертную оценку сторонними организациями перед защитой и утверждением в ГКЗ.

Существует несколько классификаций запасов и ресурсов:

Запасы бывают:

1. Геологические – это все З. в недрах;. Извлекаемые – это часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при использовании современных средств и технологий добычи.

2. Начальные и текущие (начальные минус накопленная добыча)

3. Балансовые запасы, те з-сы разработка к-х в наст время рентабельна; Забалансовые з-сы, кот. в наст время не рентабильны, но они могут разрабатываться в будущем когда появится новая техника и оборудование.

В группе балан-х з-сов выделяют извлекаемые з-сы, к-е составляют часть б.з к-е можно извлечь при современном развитии техники, технологий и опята работников. - коэф нефтеотдачи.

4. По степени изученности и обоснованности подразделяются запасы на 4 группы:

Разведанные з-сы – это категории А, В, С

Предварительно оцененные – категория С₂

перспективные ресурсы – категория С₃

прогнозные ресурсы – категория D₁, D₂

З-сы подсчитываются, когда получают промыш-е притоки н и г, а ресурсы, когда притоки еще не получены.

5. Так же З делятся на 7 категорий:

Запасы категории А - запасы залежи или ее части, разбуренные эксплуатационным бурением по проекту разработки. хар-т з-сы изученные с детальностью, обеспечивающий полное опред-е размера, типа и формы залежей, эф-х нефтегазонасыщ-х толщин, хар-ку коллек-х св-в, нефтегазоносность пород прод. пластов, состав и св-ва н-г-конденсата, а также основных особенностей залежей необходимых для обоснования сист разработки, т.е. природ-е режим залежи, состояние пласт давл, газ-е факторы, коэф продуктивности, неоднородность прод-х пластов.

Запасы категория В – запасы залежи или ее части, разбуренные эксплуатационным бурением по техсхеме. Хар-т з-сы залежи по к-м получены промыш притоки н и г, на различных гипсометрических отметках и определены все параметры необход-е для составления проекта разработки.

Категория С₁ – запасы изученые разведочными скважинами, по которым получен промышленный приток.

Категория С₂ – запасы неразведанной части выявленной залежи. Их наличие предполагается по данным лаб исследований керна и ГИС, например, промежуточные неосновные пласты на изветсных мест.

категория С₃ – ресурсы ловушек того или иного типа, подготовленные к поисковому бурению, в т.ч. новых горизонтов, не вскрытых бурением в пределах открытого месторождения. Выделяются по результатам сейсмики.

Категория D₁ – ресурсы горизонтов и комплексов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных структур.

Категория D₂ – хар-т прогнозное ресурсы крупных литолого-стратигр-х комплексов, н-г-ностность к-х предполагается по аналогии с соседними регионами имеющее сходное геол строение.

По мере увелечения обьема исследования количество скв, данных ГИС, лаб. иссл-й керна и повехностных проб, Н, Г, В и конденсата, прогнозные ресурсы постепенно переводят запасы промыш-х категорий и более достоверно обосновывают подсчетные параметры. Мест-я разрешают вводить в разработку, когда полностью или на отдельные участки круп метс подсчитаны з-сы по кат С₁.

По величине извлекаемых запасов нефти и газа:

- уникальные >300 млн. т. нефти или 500 млрд. м³ газа,

- крупные от 30 - 300 млн. т. нефти или 30-500 млрд. м³ газа,

- средние от 10 -30 млн. т. нефти или 10-30 млрд. м³ газа,

- мелкие менее 10 млн. т. нефти или 10 млрд. м³ газа.

24.2 Цементаж скважин, спуск колонны. Ориентировка сква-, жины в пространстве.

Цель цементирования – вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность.

Процесс цементирования скважин состоит из следующих основных работ:

- приготовление тампонажного (цементного) раствора;

-закачка тампонажного раствора в скважину;

- подача тампонажного раствора в затрубное пространство;

-ожидание затвердения закачанного материала (цемента) – ОЗЦ;

- проверка качества цементировочных работ.

8.31. Ориентировка скв-ны в прост-ве. Спуск колонны, цементаж скв-н.

В процессе бур-я необходимо знать точное положение забоя скв-ны и ее истинную глубину.

Они опр-ся след. способами:

1. Контрольный промер бурового инструмента с помощью мерной лентой или рулеткой.

2.При проведении промыслово-геофиз. работ глубина скв-ны фиксируется в соответствии с длиной каротажного кабеля.

3. устанавливаются в соответствии с положением маркирующих горизонтов

4. с помощью инклинометра (точки замера ч/з 20 или 25 м). Определяют угол отклонения a и азимут искривления j. Азимут искривления - угол, лежащий в гориз-ой плоскости м/у азимутом магнитного меридиана ОС и направлением ОО1 от проекции оси устья скв-ны до точки, лежащей на искривленной оси скв-ны. Причины искривления скв-н: технологические, технические и геологические. Технолог.- искривление скв-н в результате наклонно-направленного бурения. Техн.- сильное давление на забой, приводящего к продольному изгибу бурильных труб, а также из-за резкого несоответствия м/у диаметрами бурильных труб и долот. Геолог.- чередование пластов различной крепости и их наклон.

Бывают 3 основных типа искривленных скважин:

- Наклонная,

- Пологая,

- Горизонтальная.

а также другие более сложные способы ориентировки скважин связанные со сложным геол. строением.

Спуск колонны

Обсадная колонна состоит из

1.     направление (для закрепления устья)

2.     кондуктор (для изоляции пресноводных горизонтов и монтажа след. труб)

3.     промежуточная колонна (для предупреждения осложнений и аварий)

4.     эксплуатационная колонна (оборудуется башмаком для предотвращения деформации)

План работ по спуску колонны, к-ый должен быть составлен на каждую скв-ну и утвержден руководством бурового предприятия, должен предусматривать: а) подготовку скв-ны к спуску колонны и доведение ее до проектной глубины; б) контроль за доставленными трубами на буровую; в) конструкцию низа колонны, место установки башмака, фильтра, обратного клапана; упорного кольца, центрирующих фонарей.

После спуска колонны в скв-ну производиться её промывка, после чего приступают к цементир-ию. Цементирование – процесс заполнения затрубного прост-ва цементным раствором, способным в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.

Основными целями явл-ся:

1. Изоляция проницаемых горизонтов друг от друга,

2. Удержание обсадной колонны в подвешенном состоянии,

3. Защита обсадной колонны от коррозии пласт. жидкостями,

4. Устранение дефектов в крепи скв-ны,

5. Создание разобщающих экранов, препятствующих обводнению продукт. горизонтов,

6. Изоляция поглощающих горизонтов,

7. Упрочнение стенок скв-ны в неустойчивых породах.

Способы цементирования обсадной колонны.

1. одноступенчатое - весь объем цемент. раствора, необходимый для цементирования скв. закачивается и продавливается в один прием.

2. двухступечатое – в 2 этапа.

3. манжетное - применяется когда продук. пласт не подлежит цементированию.

4.обратное цементирование - цементный раствор закачивается сразу в затруб. пространство.

Прежде всего рассчитываютют кол-во цемента, ускорителя затвердевания цементн. р-ра, устанавливают V скв.(V внутриколонной и затрубной её частей). После установления V цементн. раствора рассчитывают кол-во цементосмесителей и цементировочных агрегатов. В процессе закачки цементн. раствора геол. служба отбирает 3-5 проб цемент. раствора для оценки его качества, хронометрирует этот процесс. Оканчание закачки цемент. р-ра опред-ся по моменту повышения давл-ия на устье скв-ны. В газовых и нагн. скв-ах цементируется до устья. После этого скв-ну на сутки закрывают для затвердевания цемент. камня. По результатам цемент-ния составляют акт. После окончания затвердевания цемент. камня вызывают каротажную партию для опред-ия высоты подъема цемента за колонной и оценки его кач-ва. Это делается с помощью акустической цементометрии.

24. 3. Палеогеография Западно-Сибирской плиты в мезозое и кайнозое

В условиях умеренного климата о чем свидетельствует отсутствие в Mz и Kz карбонатных толщ, шли неоднократно трансгрессии моря. Самые крупные из них J₂, J₃, K₁, K₂ и последняя в палеогене. В триассовый период климат в основном сухой, континентальный. Осадки в основном вулканогенные и лавовые отложения и лавовые. Юра, мел, палеоген – терригенное осадконакопление (аргиллит, алевролит, песчаник). В палеогене сформировалась мощная покрышка (900 м).

В Рg происходит последняя крупная морская трансгрессия, тоже в условиях умеренного климата.

Неоген– континентальное осадконакопление: фации озер, болот, рек. В четвертичку по современным данным (ЗапСибГеоНАЦ) не было материкового оледенения, т.к. называемые моренные отложения пользуются широким распрастранением в виде пластов. В нынешний геологический период происходит опускание геологической плиты, о чем свидетельствуют устья рек в виде эстуариев (глубоко в сушу вдающийся пролив) (Обская губа). Начинается наступление моря на сушу и высокая заболоченность района.