НА КАКИХ ОБЪЕКТАХ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ РЕШАЮТСЯ ЗАДАЧИ ПЕРВОГО ЭТАПА ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

Задачи первого этапа геологоразведочных работ, возможно, осуществлять в Томской области на глубоко залегающих отложениях доюрского фундамента. Юго-восток Томской области.

Например ??? месторождение.

8.ОБЯЗАННОСТИ ГЕОЛОГА НА БУРОВОЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ

В цикле строительства скважины (бурение и испытание объектов в эксплуатационной колонне) геолог отвечает за проведение следующих технологических процессов: отбор керна; отбор шлама; замер параметров бурового раствора перед проведением каротажа и спуском комплекта испытательного инструмента (КИИ); контрольный замер бурильного инструмента перед отбором керна, совместно с технической службой подготовка и спуск обсадных колонн.

9.КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ (ВРЕМЕННАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ 2001 ГОДА)

В соответствии с Временной классификацией запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на:

- разведанные – категории А, В, С1;

- предварительно оценённые – категория С2;

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на:

- перспективные – категория С3;

- прогнозные локализованные – категория Д1л;

- прогнозные – категории Д1, Д2.

Запасы категории А подсчитываются по залежи (её части), разбуренной в соответствии с утверждённым проектом разработки месторождения нефти и газа.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (её части), разбуренной в соответствии с утверждённой технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам ГРР и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Запасы категории С2 используются для определения:

- перспектив месторождения и планирования ГРР;

- геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты;

Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Перспективные ресурсы нефти и газа категории С3 используются при планировании поисковых и разведочных работ.

Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа категории Д1л используются при планировании ГРР по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С3.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических. Геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Количественная оценка прогнозных ресурсов категории Д2 производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

10.ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ И ИСПЫТАНИИ

Оборудование при бурение:

ü Колонная головка – для крепления обсадных труб. Предназначены также для подвески очередной обсадной колонны, герметизации и контроля давления в кольцевом пространстве между соседними колоннами труб.

ü Трубодержатель – в верхней части колонной головки для закрепления обсадной колонны.

ü Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров и межпакерных уплотнений.

ü ПВО – противовыбросовое оборудование – устанавливается на колонном фланце и состоит из превенторов, задвижек и другой специальной арматуры.

При испытании как правило наземное оборудование остается прежним, но в скважину спускаю пластоиспытатели на кабеле и трубах.

11.СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

По способам современные методы добычи флюидов делятся на:

— фонтанный (выход флюида осуществляется за счёт разности давлений)

—механизированный:

- газлифт;

- установка электро-центробежного насоса (УЭЦН)

- установка электро-винтового насоса (УЭВН)

- ШГН (штанговые насосы)

— шахтный (Ярегское месторождение)

12.ВИДЫ СКВАЖИННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ, ДАЮЩИЕ КОСВЕННУЮ ИНФОРМАЦИЮ

Прямая информация – получение фонтана нефти при бурении;

Косвенная – в процессе бурения пленка нефти, газовый каротаж, геофизические методы, люминесцентно-битуминологический анализ керна и шлама. - Гайдукова

13.НАУНАКСКАЯ И ВАСЮГАНСКАЯ СВИТЫ, СХОДСТВО И ОТЛИЧИЕ

Отличие: Васюганская свита распространена в центральной части Западной Сибири и подразделяется на две подсвиты: нижнюю (глинистую) и верхнюю (горизонт Ю₁). Сложена преимущественно морскими и прибрежно-морскими отложениями. На востоке и юго-востоке сменяется наунакской свитой, которая является прибрежно-континентальной фацией. Для наунакской свиты, характерны многочисленные углистые включения. Далее тяженская свита (континентальная).

Сходство: одинаковый возраст формирования (J2-3);

14.МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

В процессе эксплуатации скважин обсадные трубы стареют, разъедаются коррозией, иногда повреждаются, рвутся, сжимаются, что приводит к потере их герметичности.

Видеокаротаж — визуальный контроль технического состояния эксплуатационных колон, фильтров скважин, области забоя скважин.

Инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия, дефектоскопия

Инклинометрия — это методика определения угла отклонения оси скважины (он образуется пересечением оси скважины и абсолютной вертикали) и азимута ее искривления по отношению к устью. Для проведения данного рода измерений необходимо использование специального прибора — инклинометра и дополнительного оборудования каротажной станции.

Различают несколько типов инклинометров:

- электрические

- гироскопические

Кавернометрия - это измерение среднего диаметра скважины. Прибор, с помощью которого производится кавернометрия, называется каверномер. В результате измерений этот прибор формирует так называемую кавернограмму, то есть кривую зависимости диаметра скважины от глубины. Дело в том, что в скважине могут образоваться пустоты в породах, которые и называются каверны. Они чаще всего появляются в карбонатных коллекторах из-за выщелачивания осадочных пород.

Существует два вида каверномеров:

- механические

- ультразвуковые

Термометрия скважин — важнейший этап изучения эффективности, благодаря которому можно установить наличие/отсутствие заколонной циркуляции жидкости. Изучение термометрии скважин базируется на двух основных методах, куда входит диагностика естественного и искусственного теплового поля. Для профессиональной термометрии используется широкий спектр приборов, помещаемых в скважины глубиной до 12 км, а также также и в сверхглубокие. Термометрия с помощью специальных приборов позволяет обеспечить работу в условиях глубоких и сверхглубоких скважин.

15.КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ. ПРИ КАКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ ОПРЕДЕЛЯЕТСЯ?

Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит.

Величина К.п. с. прямо пропорциональна толщине работающего пласта и его проницаемости, обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся в скважину жидкости и в меньшей степени - логарифму отношения радиуса контура питания к радиусу скважины. К.п.с. показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 ат.

Величины К.п.с. колеблются от долей тонны до сотен тонн в сутки на атмосферу. Различают:

- удельный коэффициент продуктивности - К.п.с, отнесенный к единице вскрытой данной скважиной толщины пласта (к 1 м);

- приведенный коэффициент продуктивности - коэффициент продуктивности данной гидродинамически несовершенной скважины, если бы она была гидродинамически совершенной и работала при том же перепаде давления.

Приведенный К.п.с. численно равен отношению коэффициента продуктивности к коэффициенту совершенства скважины. Определяются по ГДИС.

16.МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОТБОРА ЖИДКОСТИ

Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и улучшения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока.

Цель воздействия – восстановление и улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород, по нефти.

Тепловые методывоздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Наибольшее применение среди химических методов имеют СКО и ГКО.

Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте.

Термокислотная обработка – это комбинированный процесс: в первой фазе его осуществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй – кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется тепло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 – 90"С.

Для осушки призабойной зоны и растворения АСПО применяются обработки призабойной зоны ацетоном и растворителем типа ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

К физическим методам относятся;

- дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов;

- акустическое воздействие;

- вибровоздействие.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

17.СТАДИИ ПРОЦЕССА ОБРАЗОВАНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

1. Накопление ОВ.

Анаэробная обстановка, застойный режим вод.

Энергетические условия: геостатическое давление, биохимическое воздействие биоорганизмов и ферментов.

2.Генерация УВ.

Постепенное преобразование ОВ в УВ нефтяного ряда, устойчивое прогибание бассейна осадконакопления, восстановительная и слабовосстановительная геохимическая обстановка, сохранение застойного гидрогеологического режима.

Источники энергии: возрастающее гидростатическое давление по мере погружения осадка, действие возрастающей температуры, внутренних физических и физико-химических процессов.

3. Миграция УВ.

Из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы. Устойчивое прогибание, наличие прочных покрышек, хорошие коллекторские свойства пласта-коллектора.

Источники энергии: тектонические движения, гидродинамические процессы, силы газов, температура, гравитационные силы, электро-кинематичекие силы.

4. Аккумуляция УВ.

Образуются скопления УВ. Застойный режим пластовых вод, хорошие коллектора и покрышки.

Источники энергии: тектонические движения, приводящие к образованию региональных и локальных ловушек, гидродинамические, гравитационные и молекулярные силы.

5. Консервация УВ.

Сохранение благоприятного регионального наклона слоев, застойного режима подземных вод и герметичность покрышек над залежью.

Источники энергии: нисходящие тектонические движения, повышение температуры и давления.

6. Разрушение и перераспределение скоплений УВ.

При условиях, нарушающих консервацию скоплений УВ (раскрытие ловушек, попадание скоплений УВ в зону активного водообмена, изменения регионального наклона слоев).

Источники энергии: источники, приводящие к образованию битумов, окисление залежей, восходящие формы тектонических движений, разрывные нарушения, движение вод в зонах активного окисления.