Значение нефти и газа в развитии страны.

Цель и задачи ГКПС

ГКПС – первая часть нефтегазопромысловой геологии, ибо она изучает месторождения до начала разработки и в процессе их освоения, ибо основные данные по месторождения получают по результатам бурения. Цель – открытие и освоение месторождений. Задачи – обеспечить качественное бурение и вскрытие продуктивных пластов; изучение разрезов скважин и детального строения месторождений; определение типа, формы и размеров месторождения и основных параметров для подсчета запасов; обоснование эффективных мероприятий по испытаниям скважин, вызову притоков скважин и получению максимальных дебитов.

 

Значение нефти и газа в развитии страны.

В топливо-энергетическом балансе РФ – 60-70%, главные потребители – авиация, автотранспорт, суда, электростанции, заводы и бытовое хозяйство, нефтехимическая промышленность.
Нефть используется в медицине (например, курорты для лечения опорнодвигательных заболеваний).

Нефть используется в пищевой промышленности. Из нефти получают белковую массу для продуктов. Из нефти вырабатывают различные масла для смазки в станкотроительной, авиационной и космической отраслях.

Нефть используется в строительстве, из нефтяного кокса делают электроду, а из бензола – взрывчатку.

Нефть используется в парфюмерии и из нее добывают многие редкие элементы, а гелий добывают из природного газа.

В экономическом плане в настоящий момент Россия сидит на нефтегазовой игле.

 

Предполагаемое и фактическое потребление нефти в Западной Европе и в мире.

За последние полвека нефть стала использоваться больше в Западной Европе в 4 раза, в США и Канадае в 8 раз, в России в 17 раз, Японии – в 120 раз. В других капиталистических странах в 8 раз.

 

Западная Сибирь

1953 – промышленной приток нефти в Березова

1960 – промышленный приток в Шаимском районе

1961 - самотлорское месторождение 3,2 млрд тонн

За 62-65 открыто 56 месторождений в ЗС.

В 1963 году было принято решение создать в Тюмени профильный вуз, готовящий специалистов для нефтегазового комплекса Сибири.

Первый и второй периоды.

Первый (от 1848 до 1923-1925)

1848 – ударным методом пробурена первая скважина в Азербайджане.

1925 – появились вращательное бурение и электрический картожа.

Ведется добыча из колодцев и скважин глубинном в несколько десятков метров около Баку и в майкопском районе.

Господствует неверная теория Бриггса, по которой нефть поднимается к скважине за счет растворенного в ней газа.

1888 – подсчет запасов объемным методом Коншиным.

1910-12 – метод построения структурных карт Губкина

1906-16 – метод геотермического исследования скважин Голубятникова.

Исследования носят нерегулярный характер.

Второй.

1925 – 1948 – бурное развитие нефтегазовой отрасли и плановое исследование скважин. Этому способствует вращательное бурение и электрометрические исследования скважин для изучения литологии разрезов и выделения пластов.

Доказано, что основная сила движения нефти – это напор краевых и подошвенных вод, а энергия растворенного нефти и газа носит подчиненный характер.

1932 – введение в курсы вузов нефтегазопромысловой геологии.

1934 – первый учебник по НГП.

1925 – промышленный приток нефти в Волго-Уральской провинции

1937 – разработана система классификации запасов Губкина

1940 – внедрена система заводнения путем бурения нагнетательных скважин.

Третий период 1948-65

Активное развитие нефтегазодобывающей промышленности и открытие первых месторождений в Западной Сибири, а также Башкирия, Татария, Беларуссия, Узбекистан... Открываются новые месторождения на Украине, Северном Кавказе, Казахстане… Широко применяется в разработке заводнение и совершенствуются методы разработки. Широко применяются методы поддержания пластового давления. Широко изучается неоднородность пластов. Широко используются ГИС.

Огромен вклад Максимова, Жданова, Нестерова…

Начало применения статистических методов и ЭВМ для решения геологических задач. Широкое развитие газовой промышленности в стране.

В 1963 году было принято решение создать в Тюмени профильный вуз, готовящий специалистов для нефтегазового комплекса Сибири.

 

Четвертый 65-75

Широкое развитие ГИС для изучения строения и изучения геофизических свойств и контроля за разработкой залежей.

Производятся исследования связанные с разработкой методики выделения эксплуатационных объектов в разрезах многопластовых месторождений.

Научные исследования связаны с изучением строения месторождения, подсчетом запасов и обоснованием систем разработки. Значителен вклад Жданова, Жаврова, Савченко, Каналина, Быкова.

Активное развитие Западной Сибири и индуса.

Пятый 75 – наст.вр.

Окончательно формируются ЗС, ВУ, Сев.Кавказ, Астраханская область, Сахалин, Восточная Сибирь

87 – максимум добычи, 570 млн тонн

Сейчас 415-420 млн тонн.

Многие месторождения на 3-4 стадиях разработки и с высокой обводненностью. Растет число трудноизвлекаемых запасов, а остаточные запасы остались в низкопроницаемых коллекторах. Есть потребность в разработке новых методов вскрытия пластов и создание фактических моделей месторождений.

 

Основные школы развития науки

1. Москва, МГУ и универ Губкина

Повышение эффективности нефтегазопромысловой геологии

2. Татария

Создания новых хим.реагентов для лучшего вскрытия пластов, разработка методов нефтеотдачи и автоматизация процессов

3. Башкирия.

Создание новых приборов для ГИС и гидродинамич.исследований

4. Предкавказье

Новое направление в ГИС для контроля за разработкой и более высокой выработки.

5. Оренбургская и Астраханская области

Улучшение добычи газа или конденсата

6. СПБ. Изучение ФЕС и подсчет запасов

7. Коми, Удмуртия

Новые методы повышения отдачи высоковязких нефтей

8. Новосибирск и Томск

Перспективы нефтегаза ЗС. Совершение поиска и разведки, изучение осадконакопления

9. Тюмень

Создание геомоделей, изучение неоднородности и уменьшение неизвлекаемых запасов.

 

В разработку курса ГКПС огромный вклад внести: Бакиров, Дахнев, Долицкий, Жданов, Каналин, Трофимук.
Среди зарубежных: Амикс, Голф-Рахт, Крафт, Маскет, Пирсон, Хокинс и др.

Их исследования направлены на изучения гидродинамики, ФЕС, подсчет запасов и совершенствование разработки месторождений.

 

Опорные скважины – самые глубокие (до 15 км) и дорогие.

Цель бурения опорных скважин - изучение геологического строения и гидрогеологических условий крупных геоструктурных элементов (регионов), определение общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины подразделяются на две группы.

Первая группа - скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, для всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной). При бурении этих скважин осуществляется комплекс геологофизических и лабораторных исследований, предусмотренный соответствующей инструкцией.

Вторая группа - скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего исследования нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. Комплекс исследований этой группы скважин определяется проектом. Для неизученной части разреза комплекс исследований устанавливается в соответствии со специальной инструкцией.

Как правило, опорные скважины закладывают в благоприятных структурных условиях. Бурят их до фундамента, а в областях глубокого его залегания - до технически возможных глубин.

Результаты бурения и научной обработки материалов опорных скважин используются для подсчёта прогнозных запасов нефти и газа.

Параметрические

– до 5 км и более.

Цель бурения параметрических скважин - изучение глубинного геологического строения, сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявление наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

Эксплуатационные скважины.

Цель бурения эксплуатационных скважин - разработка и эксплуатация залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные, добывающие, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи.

Добывающие скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи. В нагнетательных скважинах осуществляются

мероприятия воздействия на эксплуатируемый пласт. В наблюдательных скважинах проводится систематическое наблюдение за изменением давления, положением водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов в процессе эксплуатации пласта.

 

Специальные скважины

Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

 

19. Региональный этап делится на две стадии:

1. изучение строения региона, прогноз нефтегазоности

Основной объект – осадочные бассейны и их части.

Обосновывается выбор перспективных зон для исследования и выбор первоочередных исследований.

2. оценка перспектив.

Основной объект – нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления.

Геоъсемка, сейсморазведка, геохимические исследования, аэросъемка и космосъемка. Бурят опорные, параметрические и структурные.

В итое заключают о перспективах и планирует разведку.

Категория D2 прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоность которых предполагается по аналогии с другими регионами со сходным строением.

Категория D1 прогнозные ресурсы, чья нефтегазоносность доказана для данного региона.

Термины

Ловушка – природный резервуар, где есть условия для накопления нефти и газа. Возможные условия: структурные, стратиграфические, литологический экран, литологический ограничения. В соответствии с возможными условиями могут быть 4 типа ловушек.

Залежь – промышленные запасы нефти и газа в ловушках.

Месторождения – скопление залежей в пределах одной площади. Месторождения бывают однозалежными и многозалежными.

Промышленные запасы – когда разработка рентабельна.

26. Основные факторы, определяющие форму и тип залежей – структурный, стратиграфический, литологический экран и литологические ограничения.

27. Типы залежей по структурному фактору: а) пластово-сводовая

б) залежь массивная, когда большой этаж газоносности и хорошая гидродинамическая связь в залежи.

 

в) плавающая залежь

 

г) висящая. пласт неполностью насыщен нефтью

д) тектонически экранированная залежь

 

Если в разных блоках одинаковое насыщение, а ВНК на одном и том же уровне, то тогда блоки сообщаются и являются тектонически проводящими.Если разный характер насыщения и разное положение контакта, то блоки тектонически не сообщаются. И каждый экран нужно разрабатывать отдельно

е) экранированные разрывные нарушениях на моноклиналях

ж) когда продуктивные пласты порывают соль или вулканическое образование

 

з) залежи, связанные с флексурой

 

28. Типы залежей с литологическими экранами

а) залежи связанные с выклиниванием продуктивных пластов

 

б) залежи, связанные с замещением пласта непроницаемыми породами

 

в) залежи приуроченные к линзам в непроницаемых породах

 

г) задежи приуроченные к руслам древних рек или береговым отложениям морей. Всю юрские отложения в ЗС связаны с руслами рек

29. Стратиграфические экрнаы а) залежи связанные с размывом древних структур

 

б) приуроенные к коре выветривания фундамента

Литологические ограничения а) приуроченные к одиночным рифам. Риф – известняк органического генезиса из останков животных и растений

б) залежи, приуроченные к массивам рифам. 31. Кровля и подошва продуктивных пластов. Методы их определения и изучения.Все залежи нефти и газа имеют кровлю и подошву. Кровля – верхняя часть проницаемого пласта с покрывающими породами, а подошва – нижняя часть с подстилкой из непроницаемых пород. Непроницаемые породы называют покрышками. Н-р, это гипсы и ангидриты. Чем больше покрышка, тем лучше ее изолирующие свойства и тем больше запасов нефти и газа она контролирует. Кровлю и подошву определяют по данным комплексу методов. Комплекс методов нужен ибо при бурении керн не всегда выносится (наиболее пористые породы разрушаются).

32-33. Структурные карты строят по кровле и подошве и они отражают рельеф кровли или подошвы пласта в горизонтальной плоскости с помощью изогипс. Чем меньше сечение изогипс, тем точнее карта. Рекомендую выбирать такое количество изогипс, чтобы карта была достаточно информативной и неперегруженной. Структурные карты – карты, где с помощью линий одинаковых высот подземного рельефа изображаются положение в пространстве опорной поверхности (кровли и подошвы пласта). Структурные карты помогают решить следующие задачи: детально изучить строение месторождения, определение его площади, проектировать точное положение разведочных скважин, установить месторасположение залежей углеводородов, закономерности изменения свойств продуктивного пласта, особенности распределения пластового давления в пределах залежи, оценка запасов углеводородов, для контроля за месторождения и регулировкой добычи углеводородов… Структурные карты составляют по абсолютным отметкам кровли или подошвы пласта, которые отсчитываются от уровня моря. Равные по высоте промежутки между изогипсами называются сечение изогипс. Структурные карты строятся методом треугольника, методом профилей, методом схождения.

Для построения структурной карты методом профилей в ее масштабе строят ряд поперечных геологических разрезов по линиям профилей, по которым производят разведку месторождения. Затем выбирают сечение изогипс и на расстояниях, равных этому сечению, проводят горизонтальные параллельные линии. Полученные точки пересечения этих линий с кровлей (подошвой) пласта сносят на линию профиля с соответствующими отметками, а затем на план расположения скважин. Одноименные отметки соединяют плавными линиями (изогипсами) и получают структурную карту Когда структура осложнена разрывными нарушениями, дополнительно находят точки их пересечения с горизонтальными линиями. На плане расположения скважин проводят горизонтали поверхности разрывного нарушения. Затем в пределах висячего и лежачего крыльев вычерчивают изогипсы до пересечения с горизонталями поверхности нарушения.

 

С помощью ОПК

Иследования продуктивных пластов в процессе бурения с помощью опробователя пластов на каротажном кабеле или пластоиспытателя на пробуриваемой скважине. Опробователи на каротажном кабеле (ОПК) поводят точечные исследования. Это особенно важно, когда продуктивный пласт не однороден по проницаемости. С помощью прижимного устройства изолируется участок пласта, а при подаче электрического тока на пороховой заряд производится выстрел в породу пласта и устанавливается связь для вызова притока из пласта. Прибор снабжен емкостью в который отбирается флюид и производится замер пластового давления. Этот метод очень эффективен и требует малых затрат времени для поведения исследования. Испытание и опробование пластов как технологические операции, проводящиеся в скважинах, отличаются друг от друга техникой, технологией и объемами информации, получаемой о пласте в процессе бурения. Опробование пластов в процессе бурения осуществляется при помощи опробователей, сопровождается отбором небольших объемов пластовой жидкости (газа) в рабочие емкости пробоотборника и регистрацией пластового давления и температуры. По результатам опробования пласта определяются величины пластовых давлений и температуры, характер насыщения при-забойной зоны, границы водогазонефтяного контакта, мощность прослоев, имеющих различную проницаемость. Поэтому опробование пластов служит для предварительной оценки продуктивных горизонтов в процессе бурения.

 

Конструкция скважин

Что бы предохранить стенки скважины от разрушения, предупредить соединение продуктивных и водоносных пластов, и обеспечить качественную гидродинамическую связь пласта со скважиной скважину крепят металлическими трубами, которые называют обсадными и затем их цементируют. Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска и указанием высоты подъема цемента за колонами называется конструкцией скважины.

1-первая самая короткая колонна задает направление. Ее спускают на глубину 5-30м, до начала бурения. Оно предназначено для предохранения устья скважины от размыва во время таяния снега и дождей, а так же для направления выходящих из скважины бурового раствора в желобную систему, для последующей очистки от шлама.

2-кондуктор он предназначен для перекрытия рыхлых четвертичных отложений, а так же вечной мерзлоты на кондуктор монтируют установку против выброса оборудования (пивентор) для предотвращения аварийного фонтанирования, т.е. что бы перекрыть устье скважины. Кондуктор спускают на глубину 40-600м. Вечная мерзлота в Западной Сибири располагается до 400-600м.

3-Промежуточная или техническая. Ее спускают для перекрытия ствола скважины большой протяженностью, в которой могут быть породы склонные к обвалообразованию, а так же водоносные, поглощающие пласты, для того что бы качественно вскрыть продуктивный пласт.

 

4-эксплуатационная. Ее спускают для изоляции продуктивных пластов друг от друга, что бы исключит межпластовые перетоки. В целях экономии металла иногда вместо эксплуатационной колонны спускают хвостовик. Он должен перекрывать предыдущую породу на 100-200м. В нашем случае голова хвостовика находится на глубине 1600м. Такая конструкция скважины называется двухколонной (техническая колонна + эксплуатационная). Высота подъем цемента в этой конструкции до устья скважины. При бурении скважины на 5 км и более могут спускать 2 технически колоны. 2-ую техническую колонну(до глубины 3500-4200м., трехколонная конструкция)

 

 

49. подготовка и спуск обсадных колонн

Пдразделяют на 4 этапа.

1-Подготовка обсадных труб

Она включает проверку резьбовых соединений и муфт. Шабланировку туб на овальность и опресовку водой с помощью цементировочного агрегата на давление 80-100 атм.. Эти операции могут производить на трубной базе при подготовке колонны или на мостках непосредственно на буровой. Кроме этого трубы замеряют по длине и маркируют, т.е. указывают № трубы, диаметр, толщину стенки, марку стали и завод изготовителя. Все эти данные заносят в журнал. А тубы укладывают на мостки в той последовательности, в которой будут спускать в скважину. Эти данные необходимы в случае аварии и предъявлении претензии заводу изготовителю.

2-подготовк ствола скважины. После окончания бурения для очистки скважины от шлама для облегчения поведения ГИС и последующего спуска обсадных труб скважины промывают до выравнивания плотности бурового раствора на входе в ствол скважины и на выходе из скважины. При осложненных условиях бурения иногда предварительно прорабатывают ствол скважины.

3-подготовка бурового оборудования и инструментов. В связи с большой нагрузкой на буровую установку поводят следующие виды работ.

А-осматривают вышку, поверяют все болтовые соединения

Б-проверяют исправность лебедки, силовых двигателей, прочности их крепления и особое внимание уделяют исправности мотора лебедки.

В-проверяют буровые насосы и … систему, кроме этого перед спуском колоны составляют план четкой организации работы и выполнения обязанностей членами буровой бригады. Проводят инструктаж членов буровой бригады. Перед спуском буровой колонны вторично их поверяют шаблоном.

4-спуск колонны.

А- Низ обсадной колонны оборудуют башмаком. Это стальной патрубок длиной 30-50 см. Нижняя часть башмака снабжается чугунной или дюралевой направляющей коробкой обтекающей формы. Для того чтобы не поступал шлам. Для пропускания цементного раствора в башмаке имеются торцевые и боковые отверстия.

Б-башмачный патрубок длиною 1.5-2м. в котором по спирали посверлены отверстия для выхода цементного раствора.

В-над патрубком устанавливают обратный клапан. Он предотвращает обратное поступление после вытеснения цемента раствора за колонну.

Г-выше обратного клапана на ближайшем стыке труб укрепляют упорное кольцо, т.е. чугунную шайбу. На упорное кольцо в конце цементирования садится верхняя продавочная пробка-это свидетельствует о том, что весь цементный раствор вытесняет промывочную жидкость за кольцо

Д-для цементирования колоны создания по толщине равномерного кольца за колонной. Применяются цементирующие пружинные фонари. Расстояние между фанарями10-15м. Спуск колоны производится в соответствии с расчетом ее на сжатие согласно маркам стали и толщины стенки. При спуске через 300-400м. обсадные колонны доливают промывочной жидкостью, для того, что бы исключить смятие колоны.

 

Лабораторные работы

 

План размещения скважин

Вначале необходимо выбрать размер листа (A3 или A4), ориентировку листа (книжная – рис. 1. или альбомная. – рис 2.) и масштаб (обычно 1:10000 или 1:25000), исходя из разницы максимальных и минимальных значений координат X и Y).

При этом нужно помнить, что в геологии принято располагать шкалу y по горизонтали, а x по вертикали.

Также при этом нужно помнить, что листе должны поместиться не только план размещения скважин, но и заголовок лабораторной работы и штамп.

Затем начертить оси плана размещения скважин.

Выбрать значения чисел, с которых будет начинаться отсчет на осях графика. Притом их следует выбирать так, чтобы точки скважин никогда не располагались на начале и конце осей. Иначе будет некрасиво.

Затем отмечать скважины на плане согласно их координатам. Их надо отмечать точками, а потом обводить каждую точку кружком диаметром не меньше 3, 5 мм.

Следует не забывать ставить рядом с каждой отметкой скважины порядковый номер. И необходимо всегда располагать номера на одном и том же расстоянии и с одной и с той же стороны от отметки скважины. Это позволяет достаточно легко различать, какой номер какой скважине принадлежит.

 

Составление геологического профиля по данным бурения

Выбрать размер листа и масштаб. Наиболее предпочтительны А3 и 1:10000. Вертикальный и горизонтальный масштаб одинаковы.

Начертить оси профиля скважин. Обозначить над заготовкой профиля азимут и направление расположения скважин. Горизонтальная ось – это уровень моря (нулевой уровень).

Отступив 1 см от вертикальной оси скважины начертить линию, первой скважины. Альтитуда устья – это координата верхнего конца линии. Координата нижнего конца линии – это разность альтитуды и координаты забоя.

Отступив 1см, от прочерченной линии провести ещё линию. Соединить их в прямоугольник («колонку»). Отметить в колонках горные породы, содержащиеся в скважинах, согласно их глубинам. При этом необходимо помнить, что в тексте задания указана разница глубин между устьем скважины и верхней границы горизонта описанных город, а не абсолютная глубина верхней границы горизонта. Это первая скважина. Слева от каждой верхней границы горизонта следует подписать расстояние между ней и альтитудй устья.

От левой линии колонки первой скважины отсчитать указанное расстояние до второй скважины и начертить левую линию колонки второй скважины, затем составить полостью колонку второй скважины. То же самое сделать для третьей и четвертой скважины.

Затем следует заняться анализом содержимого колонок с целью выявления стратиграфических и нестратиграфических несогласий и с целью определения того, что находится в промежутках скважин, и с целью выявить расположение нефтеносных пород. Признак нефтеносности пород – это нетипичный цвет для рассматриваемого горизонта.

При анализе соединяются пласты одного возраста и с одинаковой литологией.

Точки, в которых по результатам сравнения с другими скважинами зафиксированы выпадения пород или резкое уменьшение мощностей, считаются аномалиями. Повтор пород также может свидетельствовать об аномалии.

Две аномальные точки, которые не объясняются выветриванием, следует соединить прямой линией.

В случае наличия такой линии следует выяснить, что она означает. Это может быть сброс, надвиг или взброс.

Также может быть обнаружены антиклинальная или синклинальная складка, а также наклонное залегание пород и стратиграфические несогласия, которые следует отмечать волнистыми линиями.

Поместить под профилем список условных обозначений и штамп.

 

Построение структурной карты методом треугольников

После завершения первой лабораторной работы необходимо скопировать план размещения скважин на два новых листа. Затем поставить на каждый из них штамп и название.

Необходимо вычислить абсолютные значения глубины кровли и подошвы пластов для каждой скважины.

 

Формула для вычисления абсолютной отметки кровли:

абс.отм.кр. = альтитуда + удлинение – расстояние от самой верхней точки скважины до кровли.

Формула для вычисления абсолютной отметки подошвы:

абс.отм.под. = абс.глуб.кр – толщина пласта.

Нанести на один лист скважин значения абсолютных отметок подошвы пласта чуть ниже номеров скважин, а на другой – значения абсолютных отметок кровлей.

Затем следует соединять близлежащие точки скважин так, чтобы получились равносторонние или равнобедренные треугольники.

Выбрать сечение изогипс. При этом лучше всего выбрать его так, чтобы на картах было от 5 до 10 изогипс.

Затем следует провести интерполяцию. Иначе говоря, на каждой линии найти и отметить точки со значениями, кратным выбранному значению сечения изогипс.

Затем следует соединить точки с одинаковым значением абсолютных отметок в изогипсы. По возможности соединить плавными линиями.

 

Построение структурной карты методом схождения

После завершения третьей лабораторной работы необходимо скопировать карту кровли пласта А на новый лист. Затем поставить на новом листе штамп и название.

Следует найти расстояние между пластами А и Б в скважинах, которые вскрыли оба пласта. Для этого нужно из глубины пласта Б вычесть глубину пласта А.

Затем соединить скважины, вскрывшие оба пласта, в треугольник.

Потом следует провести интерполяцию. Иначе говоря, на каждой линии найти и отметить точки со значениями, кратным выбранному значению сечения изохор. Лучше всего, чтобы значение сечения изохор было равным значению сечению изогипс, проведенных в ходе третьей лабораторной работе. Затем соединить отмеченные точки в изохоры.

В точках пересечения изохор с изогипсами найти значения абсолютных отметок пласта Б по формуле:

абс.отм.кр.пл.Б. = абс.отм.кр.пл.А. – расстояние между пластами

Соединить точки с одинаковыми значениями абсолютных отметок пласта Б в изогипсы.

 

Построение карты поверхности ВНК. Построение внутреннего и внешнего контуров нефтегазоносности

Скопировать план размещения скважин. Подписать известные значения абсолютных отметок ВНК у скважин и соединить их в треугольники. Провести интерполяцию значений. Иначе говоря, на каждой линии отметить точки со значениями, кратными выбранному значению сечения изохор (1 м).

Скопировать карту кровли пласта А, перенести на неё структурную карту поверхности ВНК. Точки пересечения изогипс кровли пласта А и соответствующих изогипс структурной карты поверхности ВНК соединить плавной линией, получая внешний контур нефтеносности.

Скопировать карту подошвы пласта А, перенести на неё структурную карту поверхности ВНК. Точки пересечения изогипс кровли пласта А и соответствующих изогипс структурной карты поверхности ВНК соединить плавной линией, получая внутренний контур нефтеносности.

Скопировать на новый лист план размещений скважин, внутренний и внешний контуры нефтеносности, а также изогипсы поверхности ВНК.Это и будет карта водонефтяного контакта.

 

 

Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин

1.Эта работа является продолжением прошлых лабораторных работ.

2. Для начала работы скопировать план размещения скважин на новый лист и подписать у каждой скважины значение эффективной толщины. После этого соединить скважины в треугольники и провести интерполяцию значений эффективных толщин. Соединить точки с одинаковым значением эффективных толщин в изопахиты. Их сечение – 2 м.

3.Скопировать карту водонефтяного контакта на новый лист, на него же перенести изопахиты эффективных толщин.

4. Для получения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует от точек пересечения изопахит и внутреннего контура ВНК провести перпендикуляры до внешнего контура, затем провести интерполяцию значений между найденными точками и точками пересечения изопахит и внутренного контура ВНК.

Значение эффективной толщины на внешнем контуре ВНК равно нулю.

5.Для вычисления среднего по площади значения эффективных нефтенасыщенных толщин применить следующую формулу:

Hsэф.н. = k i=1 fi *hi / F = (2865,5*10000)/(398,5*10000)=7,13

F – площадь залежи.

h – среднее значение между двумя соседними изопахитами.

f i – площадь между этими двумя изопахитами

H эф.н.ср= 7,51

Различия между Hsэф.н. и H эф.н.ср незначительны. Вычисления верны.

 

 

Построение геологического разреза

1.Эта работа является продолжением прошлых лабораторных работ.

2.Необходимо определиться с горизонтальным и вертикальным масштабами. Причём вертикальный масштаб должен быть крупнее горизонтального для более удобного чтения разреза. Предпочтительны горизонтальный масштаб 1:10000, а вертикальный 1:1000.

3.Взять первый лист для построения геологического разреза по линии запад-восток. Начертить оси профиля скважин. Обозначить над заготовкой профиля направление расположения скважин. Горизонтальная ось – это уровень моря (нулевой уровень).

Выбрать скважины для построения по линии запад-восток и расположить их на первом листе седьмой лабораторной работы, учитывая расстояние между ними. Притом, чем западнее расположена скважина, тем левее она должна располагаться на геологическом разрезе. От самой левой до вертикальной оси координат расстояние должно быть 1-2 см.

Нас интересует только пласт А, поэтому для экономии места на рисунке вертикальную ось надо сжать выше и ниже пласта А. Места сжатия отметить специальными символами.

Для каждой скважины отметить точки кровли и подошвы. Соединить их плавными линиями. И это будут границы пласта А.

Используя таблицу значений, вычислить разницу между этими значениями для скважин, которые включены в профиль. Разница – это толщины пород-неколлекторов. Отметить их на профиле.

Для определения границ ВНК взять карту внешнего и внутреннего контуров и отметить расстояние от самой очереди скважины до внешнего контура на геопрофиле от неё до кровли профиля. Затем расстояние до внутреннего контура от этой же скважины снести на подошву пласта профиля.

Раскрасить зоны коллекторов, неколлекторов и водонасыщенных горных пород в соответствующие цвета.

4. На втором листе сделаем всё то же самое для линии разреза юг-север. Но при этом надо учесть, что чем южнее скважина, тем левее она должна располагаться на геологическом разрезе.

 

 

 

 

Цель и задачи ГКПС

ГКПС – первая часть нефтегазопромысловой геологии, ибо она изучает месторождения до начала разработки и в процессе их освоения, ибо основные данные по месторождения получают по результатам бурения. Цель – открытие и освоение месторождений. Задачи – обеспечить качественное бурение и вскрытие продуктивных пластов; изучение разрезов скважин и детального строения месторождений; определение типа, формы и размеров месторождения и основных параметров для подсчета запасов; обоснование эффективных мероприятий по испытаниям скважин, вызову притоков скважин и получению максимальных дебитов.

 

Значение нефти и газа в развитии страны.

В топливо-энергетическом балансе РФ – 60-70%, главные потребители – авиация, автотранспорт, суда, электростанции, заводы и бытовое хозяйство, нефтехимическая промышленность.
Нефть используется в медицине (например, курорты для лечения опорнодвигательных заболеваний).

Нефть используется в пищевой промышленности. Из нефти получают белковую массу для продуктов. Из нефти вырабатывают различные масла для смазки в станкотроительной, авиационной и космической отраслях.

Нефть используется в строительстве, из нефтяного кокса делают электроду, а из бензола – взрывчатку.

Нефть используется в парфюмерии и из нее добывают многие редкие элементы, а гелий добывают из природного газа.

В экономическом плане в настоящий момент Россия сидит на нефтегазовой игле.