Порядок відбору, документації і збереження керна.

Керн, що витягається з колонкової труби після кожного рейса, відмивається від часток м'якої породи, шламу, глинистого розчину. Керн пухких або розчинних порід очищається від забруднення без промивання.

Керн укладається і зберігається в кернових ящиках, розміри яких на(0,5-0,6) м. Керн укладають зліва направо і зберігають у кернових ящиках.

Якщо керн розколений, то при складанні в ящик його суміщають по площині розколу. Крихкий керн, який розсипається, необхідно при складанні у ящик завернути у чистий папір, а за потреби перекласти ватою.

На складений у ящик керн заповнюють етикетку у двох екземплярах, кожен з яких завертають у міцний папір і вкладають на початку та в кінці колонки керна.

Етикетку заповнюють за такою формою:

· найменування ділянки буріння, партії, геологорозвідувальної експедиції;

· площа;

· свердловина;

· номер;

· дата відбору керна;

· інтервал проходки від …… до ……, м;

· винесення керна …………… %;

· короткий літологічний опис порід.

Написи на етикетці роблять простим м’яким олівцем. Крім того, керн описують у спеціальних журналах для опису.

Якщо у наміченому інтервалі керн відібрати не вдалося, то у ящик кладуть етиетку, в якій вказують, у якому інтервалі глибин відсутнє винесення керна.

Після того як склали керн у ящик, останній закривають кришкою і збоку та спереду на нього надписують номер свердловини та інтервал відбору керна.

Ящики з керном зберігають у спеціальних приміщеннях – керносховищах, протягом 40 – 50 і більше років.

Походження нафти і газу – існує велика кількість гіпотез, які можна поділити на групи органічне і неорганічне походження.

Початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО – 3) – обґрунтування доцільності інвестування пошуково-розвідувальних робіт на об’єктах, що підготовлені до глибокого буріння на підставі попередньо розвіданих запасів і кількісної оцінки перспективних ресурсів вуглеводнів окремих об’єктів ліцензії ділянки, перспективної для відкриття нових родовищ (покладів), та подається у формі техніко-економічних міркувань про можливе їх промислове значення.

Природний горючий газ – природна суміш вуглеводневих та не вуглеводневих сполук і елементів, які перебувають в пластових умовах у різних фазах (газоподібні, рідкій, твердій) або розчинених в нафті чи воді, а в стандартних умовах – тільки в газоподібній фазі. Основними компонентами газу є метан і його гомологи – етан, пропан, бутан. Газ часто містить сірководень, гелій, вуглекислий газ, азот, інертні гази.

Природним резервуаром - називається таке вмістилище для нафти, газу і води, в межах якого можливе їх переміщення, форма і розмір якого зумовлене співвідношенням порід-колекторів і слабопрониклих порід. І.О.Брод запропонував поділяти природні резервуари за формою і умовами виникнення на три типи: пластові, масивні, резервуари неправильної форми, літологічно обмежені.

«Пріоритетна» точка – це така точка пастки, в якій буріння свердловини дозволяють однозначно доказати наявність скупчень вуглеводнів. «Пріоритетними» точками для різних типів пасток є склепінні частини; ділянки, прилеглі до зон екранування; ділянки найменш вираженого замикання пастки, що визначають можливість збереження покладу та його можливу висоту.

Пробна експлуатація – дивись Дослідно-промислова розробка покладів.

Прогнозні ресурси – це ті об’єми нафти і газу, які враховують потенційну можливість формування родовищ певного геолого-промислових типів на підставі позитивних стратиграфічних літологічних, тектонічних та інших передумов що встановлені у межах перспективних площ, де родовища ще невідкриті. Їхня кількісна оцінка визначається на підставі попередніх параметрів за аналогією з тими продуктивними площами, де вже відкриті родовища нафти і газу відповідно геолого-промислового типу. Включають дві категорії Д₁ та Д₂. Д₁ – прогнозні ресурси літолого-стратеграфічних комплексів, які оцінюються в межах великих регіональних структур з доведеною нафтогазоносністю. Д₂ – прогнозні ресурси таких літолого-стратиграфічних комплексів, що оцінюється в межах значних структур, нафтогазоносність яких ще не доведена.

Прогнозування нафтогазоносності надр - здійснюється в процесі проведення пошуково-розвідувальних робіт на основі всебічного аналізу комплексу встановлених критеріїв і ознак нафтогазоносності. При цьому виділяють перспективні на нафту і газ регіону (провінції, басейни), літологічні комплекси, структурно-фаціальні зони і нарешті, конкретні площі і пастки. Для всіх цих геологічних об’єктів будують і систематично уточнюють графічні моделі (карти, розрізи, схеми тощо).

Проникність гірської породи– це властивість породи пропускати рідину (воду, нафту, або газ) через себе.

Пружний режим. В умовах пружного режиму основним джерелом енер­гії є пружність рідини (нафти і води) в колекторі, а також пружність скеле­та самого колектору в результаті дії на нього геостатичного і тектонічного тисків.

У зв'язку з тим що пружний режим, як було зазначено, дуже часто існує в нафтових пластах в комбінації з водонапірним режимом, його ще називають пружно-водонапірним режимом. Слід зауважити, що пружні сили в пласті можуть проявлятися за будь-якого режиму, тому пружний режим правильно розглядати не як самостійний, а разом з тими режимами, з яки­ми він існує в конкретному нафтовому покладі.

Пружно-водонапірний режим найчастіше проявляється в тих районах, де сполучення нафтового покладу із зоною живлення є недостатнім унаслі­док ізоляції його тектонічними порушеннями, виклинюванням колекторів, іноді через велику відстань від зони живлення (50—100 км і більше).

Коефіцієнт нафтовіддачі в умовах суто пружного режиму нафтових пластів становить 0,3—0,35 і рідко сягає 0,4.

Прикладом родовищ нафти з пружними режимами можуть бути родо­вища Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, деякі родовища Тер-сько-Каспійського прогину (Заманкул, Брагуни та ін.), родовища нафтога­зоносних областей Західносибірської западини. Класичний приклад пруж­но-водонапірного режиму — нафтові родовища сходу Східноєвропейської платформи (Туймазинське, Ромашкінське та ін.).

Прямі ознаки нафтогазоносності безпосередньо вказують на наявність нафти чи газу в надрах земної кори. До них відносяться: виходи нафти і газу на земну поверхню, нафтогазопрояви в свердловинах, шахтах і т.п., наявність бітумів в породах, наявність рідких і газоподібних вуглеводнів в пластових водах. Прямі ознаки не можуть бути безпосередньо залучені для кількісної оцінки нафтогазоносності геологічного об’єкта.

Радіоактивні методи дослідження свердловин - базується на використанні радіоактивних процесів (природних і штучно викликаних), що відбуваються в ядрах атомів елементів. Поділяються на методи реєстрації природних ( гама каротаж ) і вторинних ( нейтронні методи ) вимірювань гірських порід, пов’язаних з їх опроміненням спеціальними джерелами, розташованими у свердловинному приладі.

Регіональний етап – перший етап геологорозвідувального процесу на нафту і газ, що приводить з метою вивчення основних закономірностей геологічної будови осадових басейнів, оцінки прогнозних ресурсів вуглеводнів, літолого-стратиграфічних комплексів, зон та об’єктів. Поділяється на три стадії: 1.Виділення зон і районів для першочергового вивчення;

2.Виявлення об’єктів(структур);

3.Визначення наявності пасток вуглеводнів і підготовка об’єктів (структур) до глибокого буріння.

Резервний фонд, який формується з підготовлених структур, які ще не введені в пошукове буріння.

Режими нафтових пластів. Залежно від рухомих сил, що примушують переміщуватися нафту по пласту до експлуатаційних свердловин і підійма­тися по них на поверхню, виділяють п'ять режимів нафтових пластів:

• водонапірний, який поділяють на простий водонапірний та ефектив­
ний водонапірний;

• газонапірний, або режим газової шапки;

• розчиненого газу;

• пружний;

• гравітаційний.

Режим розчиненого газу в нафті. В умовах цього режиму головним джерелом, що рухає нафту по пласту до вибою експлуатаційних свердло­вин, є енергія бульбашок газу, який розширюється і виділяється з нафти у привибійних зонах свердловин. Після цього газ підіймається по свердло­винах, тягнучи за собою нафту. В нафтогазовій справі у розробці нафто­вих пластів з режимом розчиненого газу, крім поняття пластового тиску, виділяють поняття тиску насичення. Тиск насичення — це тиск розчиненого в нафті газу. Його оцінюють за тиском у момент, коли перші бульбашки газу виходять з нафти у привибійній зоні експлуатаційної свердловини. Ніколи не допускають, щоб пластовий тиск у покладах нафти, що працю­ють на режимі розчиненого газу, зменшувався до величини, меншої за тиск насичення. Якщо пластовий тиск буде менший за тиск насичення, то розчинений в нафті газ виділятиметься з неї не у привибійних зонах експ­луатаційних свердловин, а безпосередньо по площі нафтового пласта, і енергія режиму розчиненого газу знижуватиметься.

Коефіцієнт нафтовіддачі в умовах режиму розчиненого газу дорівнює переважно 0,3. Нафтові поклади з режимами розчиненого газу дуже поши­рені і трапляються майже в кожному нафтогазоносному регіоні, в тім числі і в нафтогазоносних областях України. Прикладом може бути поклад наф­ти в еоценових відкладах Струтинського родовища нафти (Внутрішня зона Передкарпатського прогину).

Резистивиметрія – це вимірювання питомого опору промивної рідини. Дані методу використовуються для врахування впливу промивної рідини на результати електричних методів каротажу, для визначення місць притоку води в свердловину, місць поглинання промивальної рідини, швидкості фільтрації підземних вод.

Ресурси – очікувана кількість нафти, газу і конденсату в невиявлених ще родовищах досліджуваного геологічного об’єкта (нафтогазоперспективному комплексі,пастці, провінції тощо). Ресурси мають ймовірний характер, відрізняються певними шансами на підтвердження і переведення їх у запаси. За ступенем геологічного вивчення ресурси нафти і газу поділяються на дві групи: перспективні і прогнозні.

Робочий дебіт () видобувних нафтових свердловин. За робочим дебітом () видобувні нафтові свердловини ділять на п’ять груп:

· низькодебітні, з дебітом ≤ 5 т/добу;

· малодебітні, з дебітом 5 < ≤ 15 т/добу;

· середньодебітні, з дебітом 15 < ≤ 25 т/добу;

· високодебітні, з дебітом 25 < ≤ 200 т/добу;

· надвисокодебітні, з дебітом > 200 т/добу.

Робочий дебіт () видобувних газових свердловин.

За робочим дебітом () видобувні газові свердловини ділять на п’ять груп:

· низькодебітні, з дебітом ≤ 25 тис.м³/добу,

· малодебітні, з дебітом 25 < ≤ 100 тис.м³/добу,

· середньодебітні, з дебітом 100 < ≤ 500 тис.м³/добу,

· високодебітні, з дебітом 500 < ≤ 1000 тис.м³/добу,

· надвисокодебітні, з дебітом > 1000 тис.м³/добу.

Родовище – просторово обмежена ділянка надр, які містять один або декілька покладів нафти і газу, що розташовані у розрізі в межах однієї площі., які за кількістю, якістю та умовами залягання є придатними для промислового використання. Межі родовища визначаються контурами розвіданих і попередньо розвіданих запасів.

Термін «родовище» охоплює не тільки сукупність покладів, а й всю товщу порід, що беруть участь у будові даної ділянки земної кори. В наукових публікаціях неодноразово відзначалося, що термін «родовище» не відповідає дійсному змістові цього поняття, бо утворення покладу проходить внаслідок складних міграційних процесів, що протікають у надрах. Відомо, що нафта і газ протягом певного геологічного часу можуть переміщатися на значні відстані від місця утворення. Ділянки надр, де в процесі пошуково-розвідувальних робіт відкриваються скупчення нафти і газу, по суті не є місцем утворення цих корисних копалин, а місцем формування інших покладів. Тому правильно говорити про «місце скупчення покладів нафти і газу».

Розвідані запаси – це об’єми нафти і газу, фізико-хімічні властивості та гірничо-геологічні умови залягання яких вивчені з достатньою повнотою для складання технологічних схем, проектів розробки та облаштування родовищ. Тип, форма і розміри покладу та умови залягання продуктивних пластів встановлюються за результатами буріння пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин у поєднанні з іншими результатами геологічних і геофізичних досліджень. Розвідані запаси нафтових і газових родовищ за ступенем геологічної вивченості поділяються на три категорії: А, В, С.

Розвідувальний етап – заключний етап геологорозвідувального процесу на нафту і газ. Метою розвідувальних робіт є встановлення і підрахунок розвіданих запасів вуглеводнів у кількості необхідній для промислової розробки, визначення всіх параметрів для складання проекту розробки, а також до розвідка недостатньо вивчених ділянок (блоків) родовищ, що знаходяться в розробці. Відповідно цьому розвідувальний етап розподіляється на дві стадії: стадію оцінки і підготовки родовищ(покладу) до розробки та стадію до розвідки родовищ.

Розвідувальні свердловини бурять на площах із встановленою нафтогазоносністю з метою детального вивчення відкритих покладів і підготовки запасів нафти та газу критерій С₁ і С₂, а також для отримання вихідних даних для складання проекту розробки покладу. Відбір керна здійснюється в інтервалах залягання продуктивних горизонтів і складає 4-8%. Здійснюють комплекс геофізичних досліджень свердловин, випробування пластовипробувачами та освоєння продуктивних горизонтів після закінчення буріння, а також пробну експлуатацію продуктивних горизонтів.

Сайклінг-процес — технологія розробки газоконденсатного родовища шляхом зворотного часткового або повного нагнітання в розроблюваний газоконденсатний поклад сухого (відбензиненого) газу (після вилучення з нього конденсату) з метою сповільнення темпу падіння пластового тиску, запобігання ретроградним явищам у пласті і забезпечення таким чином повнішого вилучення конденсату.

Свердловини залежні і незалежні: незалежні бурять у пер­шу чергу згідно з проектною точкою закладання, обгрунтованою матеріалами геолого-геофізичних досліджень, за якими нафтогазоперспективний об'єкт підготовлюють до пошукового буріння. У разі потреби (за невдалих результатів буріння незалежної пошукової свердловини) закладають до буріння залежну свердловину, розташування якої намічають за результатами буріння незалежної свердловини на цьому ж об'єкті. Перша пошукова свердловина завжди незалежна, друга та всі наступні можуть бути як залежні так і незалежні, враховуючи геологічну будову площі. Розвідувальні свердловини завжди залежні або від пошукових або від попередньої розвідувальної.

Система розвідки – це просторова сукупність свердловин і порядок їх буріння, що забезпечують охоплення родовища вивченням за площею і розрізом з метою одержання геологічної інформації, необхідної для підрахунку запасів нафти і газу та підготовки родовища до розробки. Системи розвідки вибирають із врахуванням типів родовищ (покладів), темпів розвідки і освоєння запасів та багатьох інших геологічних та технологічних факторів. Виділяють дві системи: ущільнювальн у і повзучу.

Система розміщення свердловин – порядок розташування свердловин і послідовність їх буріння, що забезпечує достовірне і ефективне вирішення геологорозвідувальних завдань в конкретних геологічних умовах. Виділяють профільну,мереживу, кільцевута системупоодиноких розвідувальних свердловин.

Склепінні поклади – це поклади в антикліналях, де нафта і газ присутні в найбільш при піднятих частинах (склепінні). В пластових склепінних покладах на крилах завжди присутня вода, яка підпирає нафту і газ. Серед склепінних покладів розрізняють: непорушені (простої будови), порушені розломами, діапірами.

Спеціальні свердловини буряться для виконання допоміжних робіт, що забезпечують оптимальну технологію геологорозвідувального процесу і розробки родовища (для складання промислових вод, ліквідації відкритих фонтанів нафти в газу, водопостачання, підготовки структур для підземних сховищ газу і зберігання в них газу тощо).