- •Борис Маєвський, Олег Лозинський,
- •Скорочення та позначення
- •Авпт – аномально високий пластовий тиск
- •Кмзх – кореляційний метод заломлених хвиль
- •Мзгт – метод загальної глибинної точки
- •Мрнп – метод регульованого направленого прийому
- •Передмова
- •Частина і. Наукові основи Прогнозування нафтогазоносності надр
- •Розділ 1. Історія, стан і перспективи геологопошукових робіт на нафту і газ
- •1.1 Історичний огляд розвитку нафтогазопошукових робіт
- •1.2 Сучасний стан і перспективи нарощення ресурсів і видобутку нафти та газу
- •Питання для самоперевірки
- •Розділ 2. Об’єкти прогнозування нафтогазоносності надр
- •2.1 Геоструктурні об’єкти
- •2.2 Неструктурні об’єкти
- •До резервуарних об’єктів прогнозу відносяться літолого-стратиграфічні комплекси, які містять товщу проникних порід (колекторів), обмежених непроникними породами (флюїдоупорами).
- •Питання для самоперевірки
- •Розділ 1. Критерії прогнозування нафтогазоносності надр
- •1.1 Структурно-тектонічні критерії
- •Характеристики деяких нафтогазоносних басейнів країн світу
- •1.2 Літолого-фаціальні критерії
- •Класифікація порід-покришок за екранувальною здатністю
- •3.3 Геохімічні критерії
- •3.4 Гідрогеологічні критерії
- •3.4.1 Гідродинамічні критерії
- •3.4.2 Гідрогеохімічні критерії
- •Області з віддаленням від контуру нафтогазоносності
- •3.4.3 Комплекс оптимальних регіональних і локальних критеріїв
- •3.5 Мікробіологічні критерії
- •3.6 Геотермічні критерії
- •3.7 Природні нафтогазопрояви
- •Класифікація природних нафтогазопроявів
- •3.7.2 Дослідження природних нафтогазопроявів
- •Питання для самоперевірки
- •Частина іі. Методи досліджень при нафтогазопошуково-розвідувальних роботах
- •Розділ 7. Геологічні методи
- •7.1 Геологічне картування
- •Характеристика різних видів геологічного картування
- •7.2 Структурно-геологічне картування
- •7.3 Геоморфологічні дослідження
- •7.4 Дистанційні методи
- •Питання для самоперевірки
- •8.1 Гравірозвідка
- •8.2 Магніторозвідка
- •8.3 Електророзвідка
- •8.4 Сейсморозвідка
- •8.5 Геотермія
- •Питання для самоперевірки
- •Розділ 9. Геохімічні методи
- •9.1 Газовий метод
- •9.2 Бітумінологічний метод
- •9.3 Біогеохімічний метод
- •9.4 Літогеохімічний метод
- •9.5 Газовий каротаж
- •Питання для самоперевірки
- •Розділ 10. БурІння та випробування свердловин
- •10.1 Класифікація свердловин
- •10.2 Обґрунтування конструкції свердловин
- •10.3 Документація при будівництві свердловин
- •10.4 Геолого-геофізичні дослідження у свердловинах
- •10.4.1 Геологічні спостереження за бурінням свердловин
- •10.4.2 Геофізичні дослідження та роботи у свердловинах
- •Методи позірного (уявного) опору. Цю групу методів складають стандартний електрокаротаж, бокове каротажне зондування, методи мікрозондів (мікрокаротаж), пластова нахилометрія, резистивіметрія.
- •У залежності від завдань, що вирішуються гдрс, виділяються загальні, детальні та спеціальні дослідження: – загальні виконуються скороченим (основним) комплексом гдс по всьому стовбуру свердловини;
- •Максимальні інтервали детальних геофізичних досліджень
- •10.4.3 Розкриття і випробування перспективних об’єктів
- •10.4.4 Гідродинамічні дослідження продуктивних горизонтів
- •10.5 Операції, що завершують будівництво свердловин
- •Питання для самоперевірки
- •Частина III. Геологорозвідувальний процес
- •Розділ 11. Регіональний етап
- •11.1 Стадія виділення зон і районів для першочергового вивчення
- •11.2 Стадія виявлення об’єктів (структур)
- •11.3 Стадія визначення наявності пасток вв і підготовка об’єктів (структур) до глибокого буріння
- •11.3.1 Формування фонду нафтогазоперспективних об’єктів
- •11.3.2 Оцінка якості підготовлених структур
- •11.3.3 Оцінка ступеня підтвердження підготовлених структур
- •11.3.4 Вибір нафтогазоперспективних об’єктів до першочергового пошукового буріння за допомогою експертних систем
- •11.4 Основні методичні принципи проведення регіональних робіт
- •Питання для самоперевірки
- •Розділ 12. Пошуковий етап
- •12.1 Стадія пошуку родовищ (покладів)
- •12.2 Методика пошукового буріння
- •12.2.1 Основні принципи методики пошукового буріння
- •12.2.2 Геологічна основа для закладання свердловин
- •12.2.3 Методичні прийоми закладання пошукових свердловин у різних геологічних умовах
- •12.2.4 Геологічна ефективність пошукового буріння
- •Питання для самоперевірки
- •13.1 Стадія оцiнки та пiдготовки родовищ (покладiв) до розробки
- •13.2 Стадія дорозвідки родовищ (покладів)
- •13.3 Методика розвідки покладів нафти і газу
- •13.3.1 Основні принципи розвідки
- •13.3.2 Системи розвідки покладів і родовищ нафти і газу
- •13.3.3 Системи розміщення розвідувальних свердловин
- •13.3.4 Методологічні основи вибору оптимальної системи розміщення свердловин
- •13.3.5 Прийоми вибору точок закладання розвідувальних свердловин
- •13.3.6 Оптимізація розвідки
- •13.4 Дослідно-промислова розробка покладів (родовищ)
- •Питання для самоперевірки
- •14.1 Багатопокладні родовища
- •14.2 Масивні поклади
- •14.3 Газові родовища
- •14.4 Газоконденсатні родовища
- •14.5 Нафтогазові родовища
- •14.6 Поклади нафти і газу в карбонатних колекторах
- •14.7 Поклади нафти і газу в рифогенних утвореннях
- •14.8 Поклади нафти і газу на великих глибинах
- •14.9 Поклади нафти і газу в породах фундаменту
- •14.10 Поклади нафти і газу в умовах акваторій
- •14.10.1 Методи пошуків нафтогазоперспективних структур
- •Профілі: а – геологічний, б – геоакустичний;
- •14.10.2 Пошукове і розвідувальне буріння на морських площах
- •Питання для самоперевірки
- •14.1 Багатопокладні родовища
- •14.2 Масивні поклади
- •14.3 Газові родовища
- •14.4 Газоконденсатні родовища
- •14.5 Нафтогазові родовища
- •14.6 Поклади нафти і газу в карбонатних колекторах
- •14.7 Поклади нафти і газу в рифогенних утвореннях
- •14.8 Поклади нафти і газу на великих глибинах
- •14.9 Поклади нафти і газу в породах фундаменту
- •14.10 Поклади нафти і газу в умовах акваторій
- •14.10.1 Методи пошуків нафтогазоперспективних структур
- •Профілі: а – геологічний, б – геоакустичний;
- •14.10.2 Пошукове і розвідувальне буріння на морських площах
- •Питання для самоперевірки
- •14.1 Багатопокладні родовища
- •14.2 Масивні поклади
- •14.3 Газові родовища
- •14.4 Газоконденсатні родовища
- •14.5 Нафтогазові родовища
- •14.6 Поклади нафти і газу в карбонатних колекторах
- •14.7 Поклади нафти і газу в рифогенних утвореннях
- •14.8 Поклади нафти і газу на великих глибинах
- •14.9 Поклади нафти і газу в породах фундаменту
- •14.10 Поклади нафти і газу в умовах акваторій
- •14.10.1 Методи пошуків нафтогазоперспективних структур
- •Профілі: а – геологічний, б – геоакустичний;
- •14.10.2 Пошукове і розвідувальне буріння на морських площах
- •Питання для самоперевірки
- •16.1 Основні положення геолого-економічної оцінки геологорозвідувальних робіт
- •16.2 Визначення геологічних показників результатів грр
- •16.2.1 Оцінка результатів грр на ділянках з виявленими об’єктами
- •16.2.2 Оцінка результатів грр на об’єктах, підготовлених до пошукового буріння (гео-3)
- •16.2.3 Оцінка прогнозних результатів розвідки родовищ (гео-2)
- •16.3 Методика визначення вартості і тривалості грр
- •16.4 Прогноз технологічних показників розробки родовищ
- •16.5 Визначення витрат на розробку родовищ
- •16.5.1 Витрати на облаштування і видобуток з нафтових
- •16.5.2 Витрати на облаштування і видобуток з газових об’єктів
- •16.5.3 Витрати на облаштування і видобуток з нафтових родовищ
- •16.6 Розрахунок показників економічної ефективності інвестицій
- •16.7 Шляхи підвищення ефективності грр
- •Питання для самоперевірки
10.4 Геолого-геофізичні дослідження у свердловинах
У процесі проводки і випробування пошукових і розвідувальних свердловин проводиться комплекс геологічних, геофізичних, геохімічних і гідродинамічних досліджень, що забезпечують одержання вихідних даних, які необхідні для оцінки нафтогазоносності розрізу, підрахунку запасів нафти і газу та проектуванні розробки покладів (родовищ).
10.4.1 Геологічні спостереження за бурінням свердловин
У процесі буріння свердловини в обов’язки геолога входять спостереження за відбором керна і шламу, вивчення та опис відібраних зразків порід, облік буримості порід, а також спостереження за провалами інструменту, поглинаннями бурового розчину і його параметрами та наявністю нафтогазо- і водопроявів тощо.
Найбільш повну характеристику розрізу та його нафтогазоносності можна отримати при суцільному відборі керна із свердловини. Проте, суцільний відбір керна, як відомо, планується тільки в опорних свердловинах. При цьому необхідно враховувати, що фактичний винос керна в середньому досягає 40–50 % від буріння з відбором керна, причому в рихлих теригенних товщах, особливо в продуктивних пісковиках, фактичний винос керна зменшується до 5– 10 %; збільшення фактичного виносу керна до 60–80 % спостерігається у щільних, переважно карбонатних породах.
Для більш детального вивчення перспективної товщі відбір керна в свердловинах на одній і тій же площі проектується в різних інтервалах розрізу, що при відносно невисокому відборі керна в кожній свердловині забезпечує висвітлення всієї продуктивної товщі.
Перед початком відбору керна із інтервалу, згідно з геолого-технічним нарядом, рекомендується провести контрольний вимір бурового інструменту, щоб точніше прив’язати відібраний керн до глибини свердловини.
При вивченні керна отримують дані про літологічну характеристику порід та їх стратиграфію, про колекторські властивості порід, про наявність ознак нафти і газу, про структурні особливості порід та елементів їх залягання.
Недостатню висвітленість розрізу керном можна доповнити відбором і вивченням шламу та відбором зразків порід на каротажному кабелі. В опорних, параметричних і пошукових свердловинах шлам вивчають по всьому розрізу. Зразки шламу відбирають через рівні інтервали, величина яких залежить від характеру розрізу та його можливої нафтогазоносності. При бурінні одноманітної товщі шлам відбирають через кожні 5–10 м проходки. У випадку частого перешарування пластів або наявності ознак нафтогазоносності інтервали відбору шламу зменшуються до 1–3 м.
При появі у буровому розчині уламків нафтогазоносних порід, необхідно одразу ж приступати до відбору керну, навіть якщо глибина спуску колонкового долота не узгоджується з геолого-технічним нарядом.
Врахування швидкості проходкидозволяє виділити в розрізі породи різної міцності, а відповідно, і різного літологічного складу. За даними вимірів швидкості буріння будується діаграма, по вертикалі якої відкладають глибини в масштабі, а по горизонталі – час, витрачений на проходку кожного метра, або кількість метрів проходки за певний час. У результаті отримаємо криву, на яких відображаються інтервали твердих і рихлих, тріщинуватих порід.
Провали інструменту та інтервали підвищеної швидкості проходкихарактеризують наявність кавернозності і навіть пустот;поглинання бурового розчину, звичайно, пов’язані з кавернозними і дуже тріщинуватими породами, але можуть спостерігатися також і в теригенних колекторах при низьких пластових тисках.
Від якості бурового розчинузалежить успіх буріння і подальшого випробування та освоєння свердловини, тому підбору, приготуванню і контролю за якістю повинні приділяти увагу не тільки спеціалісти з буріння, але і працівники геологічної служби. Контроль за змінами параметрів бурового розчину проводиться згідно з нормативними документами. Параметри бурового розчину встановлюються в залежності від особливостей геологічного розрізу, глибини свердловини, пластового тиску, температури тощо.
До основних параметрів, які визначають якість бурового розчину, відносяться густина, в’язкість, водовіддача, товщина глинистої кірки, статична напруга зсуву, вміст твердих частин, газу і вміст солей (мінералізація).
При бурінні в ускладнених умовах параметри бурового розчину змінюється в бік посилення таких якостей, які б застерегли від можливих ускладнень або ліквідували б їх з самого початку.
Спостереження за змінами бурового розчину (насиченість його нафтою, розгазування, розрідження) дозволяють робити висновки про розкриття високопродуктивних нафтоносних, газоносних або водоносних горизонтів.