49. Розкрийте основні положення складання геологічної частини гтή для проектної свердловини.

Початок буріння і проходка кожної свердловини проводиться згідно з затвердженим планом розбурювання даного нафтового місценародження. Прив’язка точок на місцевості здійснюється геологічною службою нафтогазопромислових і газових управлінь згідно плану будування і буріння свердловин.

Під будівництво свердловину, точку слід передавати вчасно і не менше ніж за 3 місяця до встановленого терміну буріння. Передача точки для будування оформляється спеціальним актом, який складений геологічною службою нафтогазопромислового управління.

Перед початком буріння для кожної свердловини геологічним відділом нафтогазопромислового управління при участі інженера по бурінню складається геолого-технічний наряд. Наряд являється документом для бурової бригади, яким вона керується в процесі своєї роботи.

В геолого- технічному наряді вказується перелік всіх основних міроприємств, виконання яких являється обов’язковим для бурової бригади. Перед початком буріння свердловини слід ознайомити весь склад бурової бригади з змістом геолого-технічного нараду і вказати основні задачі, які намічені проектом буріння для даної свердловини.

В геологічній частині наряду повинні бути приведені : геологічний проектний розріз свердловини, літологічний розріз порід, конструкція свердловини, категорія твердості порід, кут падіння пластів, глибини, на яких можливі ускладнення , дані про геофізичні роботи, інтервали відбору керну і шламу, нафтові горизонти, навпроти яких повинна бути виконана перфорація колони, число перфораційних отворів, положення і характеристика основних водних горизонтів, метод розкриття пласта і випробування свердловини, об’єкти, які підлягають дослідженню випробовувачем, дані про очікувані пластові тиски.

50. Схарактеризуйте гідрогеологічну зональність земної кори і пов’язані з цим умови формування покладів нафти і газу.

У межах нафтогазових родовищ підземні води поділяються на наступні види (переважно – за умовами залягання):

1. ґрунтові;

2. пластові напірні;

3. тектонічні;

4. зв’язана вода;

5. технічна вода.

У деяких випадках у межах родовищ вуглеводнів зустрічаються карстові води, а в зоні багатолітньої мерзлоти – надмерзлотні, підмерзлотні, мiжмерзлотнi.

Ґрунтові води зустрічаються у верхній частині розрізу родовищ нафти i газу. Це води першого від поверхні землі водоносного горизонту. Це безнапірні води, які не мають водотривкої покрівлі. Їх особливості ми розглядали, коли вивчали курс „ Гiдрогеологiя та інженерна геологія”. Але найбільше поширення в межах родовищ нафти i газу мають пластові напірні води. Вони заповнюють у крапельно-рiдинному стані пласти-колектори, утворюють водоносні горизонти. В розрізі родовищ вуглеводнів (ВВ) також водоносних горизонтів може бути декілька.

Вони розділяються між собою в розрізі родовища водотривкими пластами (водонепроникними пластами). По відношенню до покладів нафти i газу (у просторі) пластові напірні води поділяються на:

1) контурні (або нижні крайові);

2) верхні контурні (або верхні крайові);

3) підошвенні;

4. проміжні;

5. верхні і нижні, які залягають у розрізі нафтових i

газових родовищ за межами продуктивних пластів.

Контурні або нижні крайові води залягають у нижніх ділянках продуктивних пластів. Вони контактують з покладом з боку ВНК (водонафтового контакту).

Верхні контурні або верхні крайові води зустрічаються дуже рідко, коли продуктивні нафтогазоносні пласти виходять на денну поверхню – це моноклінальні структури, або зруйновані склепіння антиклінальних складок. У продуктивні пласти, які виходять на денну поверхню будуть поступати атмосферні або поверхневі води, які i будуть утворювати верхні крайові води.

Пiдошвеннi води – вони залягають у підошві водоплаваючого покладу і вони будуть поширені по всій нижній частині структури, включаючи її склепіння. У процесі розробки нафтогазового покладу крайові води за рахунок підйому ВНК можуть бути підтягнуті по підошві пласта в склепінну частину структури, якщо проводиться інтенсивне видобування нафти з покладу свердловинами, які розміщуються в склепінній частині структури. В таких умовах нижні крайові води можуть перейти у підошвенні води.

Інколи в межах продуктивних нафтогазоносних пластів можуть зустрічатися прошарки колекторів невеликої потужності, заповнені водою (тільки водою) – це проміжні води. Вони також можуть утворювати обводнені прошарки, які залягають між нафтогазоносними пластами, які складають єдиний об’єкт розробки.

Нижні i верхні води залягають по розрізу родовища відповідно нижче, або вище продуктивної товщі. Вони можуть бути чинниками обводнення свердловин, якщо немає повної ізоляції водозакриваючої колони (зруйнований цемент, відсутня герметичність).

Тектонічні води надходять по тектонічним тріщинам, розломам, які характеризуються підвищеною тріщинуватістю. Вони поступають по тектонічних тріщинах з великих глибин i тому найчастіше це мiнералiзованi термальні води, які мають значний напір. У просторі вони утворюють вузькі лінійно витягнуті потоки. Маючи напір, вони можуть витісняти нафту з пласта на ділянках тектонічних порушень. При розробці продуктивного пласта і утворенні депресії вони можуть утворювати загрозу обводнення покладу. Але цей процес здійснюється дуже рідко в умовах неоднорідності продуктивних товщ.

Тектонічні води найчастіше проявляються, коли свердловини безпосередньо проходять через зони тектонічних розломів.

Зв’язана або залишкова вода. В нафтогазоносних пластах завжди, крім нафти i газу, є вміст зв’язаної або залишкової води. Її вміст визначається:

1) величиною питомої поверхні пор, яка зростає із

зростанням ступеня дисперсності породи-колектора

(бо йде збільшення кількості субкапiлярних i

капілярних пор, які вміщують залишкову воду).

2) формою і мінералогічним складом частинок породи

(збільшення глинистих мінералів приводить до

збільшення зв’язаної води).

Встановлено зворотній зв’язок між кількістю зв’язаної води в колекторі і його проникністю. Коли зростає проникність породи-колектора – падає кількість зв’язаної води. Так, у колекторі з проникністю 2-3 мкм² – зв’язаної води 4-5%, а коли проникність 0,01-0,03 мкм² – зв’язаної води 55-60% від загального об’єму пор. Середній вміст зв’язаної води в нафтогазовому колекторі 20-30% від об’єму пор.

Технічна вода попадає в процесі буріння свердловини в пласти, які мають невеликі напори (це коли у свердловину під значним тиском закачують воду для промивки її від піщаних пробок - ліквідації), або під час ремонтних робіт на свердловині. Коли відбувається випробування свердловини i окремих її об’єктів, вона поступає знову в свердловину i змінює результати випробування об’єкта.

Зараз на багатьох родовищах України і за кордоном виділяють за геохімічними особливостями конденсаційні і солюцiйнi води, які мають складні умови формування.

Конденсаційні води утворюються із пари газової суміші в пластових умовах, тобто відбувається дистиляція води.

Солюційні води виділяються з нафти також у пластових умовах.

Формування цих типів води відбувається при умові вертикальної міграції нафтогазового флюїду з глибинних зон стратосфери в зони з меншими температурами i тисками, де є пастки. При формуванні покладу в умовах пласта з нафти, або газу буде виділятися відповідно конденсаційна і солюційна вода. Вперше їх визначив В.Ф.Нiконоров на нафтових родовищах Північно-Східного Кавказу. Вони залягають у зоні ВНК нафтових покладів і ніби плавають на високомінералізованих крайових водах. Вони характеризуються:

1. невеликою мiнералiзацiєю;

2. збагачені ;

3. наявністю летючих компонентів – фенолів.

За цими показниками вони різняться від крайових вод. Солюційні і конденсаційні води в зоні ВНК i ГВК можуть формувати зону потужністю до декількох метрів. I їх потужність зростає:

1. чим більші запаси нафти i газу в покладі;

2. чим меншою буде площа ВНК i ГВК.

Крім того, О.О. Карцев виділяє ще конденсатні технічні води, які виділяються з видобутого газу на поверхні (в осушниках) – це пара, яка конденсується з газової суміші в умовах поверхні. Конденсатні води також мають малу мінералізацію, збагачені фенолом, гідрокарбонатами.