№ 1Особенности нефтегазопоисковых работ на современном этапе.

1. Усложнение стр-ры ресурсов углеводородного сырья: уменьшение числа высокоамплитудных ловушек, увеличение ловушек неантиклинального типа(синклинальный, гидродинамический (выделяются по принципу сейсмостратиграфии)), высоковязкие нефти, нетрадиционные коллекторы(отложение фундамента вулканического происхождения, низкопроницаемых карбонатных коллекторов. Газогидрат. Только ГС.

2.Редкая сеть располож. буровых скв.:проблема детального изучения строения разреза вскрытого единичной скв.,нарушение стадийности (при пром.притоке месторожд.рентабельно разрабатывают)

3. Горизонтальные и наклонные скв.(90%):

а)традиционные и не традиционные ГИГС:задачи:литологическое расчлинение разреза, выделение коллекторов, оценка их фильтрационных и емкостных св-в(пористость, проницаемость), нефтегазоконденсатонасыщенность, подсчётных пар-ов)Не традиционная:контроль текущего положения забоя бурящихся скв.

б)проблемы исследования ГС(доставка, каналы связи, интерпритация)

в)решаемые задачи(низкопроницаемые кол., оторочки, внутрипластовое горение, высоковязкие нефти…). Задачи: освоение низкопроницаемых кол, отбор газа для ПВХ, освоение нефтяных оторочек на газовых месторожд., контроль положения фронта внутрипластового горения при разработке высоковязких нефтей.

г)проблема интерпритации данных ГИГС.(данные ГИС, полученные в ГС приводят к виртуальному вертикальному профилю)

4. Исследование скв.в процессе бурения.(раньше для контроля оптимальных пар-ов, прогноз потенциальных аварийных ситуаций.) Особенности ГТИ: состояние пласта практически не затронуто к воздействию ПЖ. Задачи: лит.расчленение, рыхлые и слабоконцентирированные коллекторы(, каверковые(увеличение диаметра пор), х-р насыщенности, АВПД(25% норм.), опережающий прогноз ГНВП, режимы.

5.Исследование скв.в процессе разработки месторождений: неоптимальный режим эксплуатации может привести к объединению и низкому коэф.нефтегазоконденсатоотдачи пласта.

6. Возрастание роли технического контроля состояния скв-ы.

7. Доразработка месторождений: бурение вторых стволов, выявление целиков нефти на длительно разрабатываемых месторождениях.

8. Возросшая роль геологических знаний: без понимания в каких условиях образовалась залежь невозможно точно оценивать и вести расчёт остатков.

№ 2. Классификация геофизических методов исследования скважин.

1. Электрические (электрометрия):

а) Метод кажущегося сопротивления (КС): ρ_К = K·ΔU_MN / I. AB – ток, MN – приём. Зонд длиной 0,4÷8 м. Модификация – метод микрозондов, метод резистивиметрии (определяют ρ_{РАСТВОРА}, чтобы потом учесть его влияние).

б) Метод сопротивления экранированного заземления (БК): сверху\снизу экранируют и ток течёт по ρ_П, куда до этого бы не потёк из-за ρ_П > ρ_ВМ. Модификация – микроэкранированное заземление. ρ_К

в)Электромагнитные методы: на высокой частоте.Индукционный метод–до 60кГц. измеряет проводимость. Метод волновой проводимости (ВМП) – до 40-60 МГц.

г) Диэлектрические методы. Измеряют ε (во сколько раз напряжённость ЭП в данном диэлектрике меньше напряжённости поля в вакууме). ε_ВОДЫ = 81.

д) Метод потенциалов собственной поляризации (СП): Потенциалы диффузионные (главная роль в формировании полей), течения, окислительно-восстановительные.

2. Электромагнитные;

3. Радиоактивные (радиометрия): R = 40÷50 см.

а) Гамма методы: Естественной радиоактивности (ГМ), Спектрометрический ГМ, Рассеянного γ-измерения.

1. Нейтронные методы: Стационарный (ННМ_НТ, ННМ_Т, НГМ), Импульсный (ИНМ_Т, ИНГМ).

1. Термометрия:Метод естественного, искусственного теплового поля.

2. Акустические (АК): Метод естественных (выделение газоотдающих интервалов путём регистрации шумов при поступлении газа в скважину; определение характера проходимых пород по спектру колебания бурового инструмента), искусственных (изучение скорости распространения и затухания) акустических полей.

3. Прямые методы изучения св-в гп: а) газокаротаж; б) сканирование внутренней пов-ти стенок скв.

4. Методы геолого-технологические исследования в процессе бурения:

а) Детальный механический каротаж, б) Методы энергоёмкости (по затрату энергии при бурении),в)Метод изучения гидравлической системы скважина -пласт(фильтрационный каротаж,идеальный вариант Q_ВХ=Q_ВЫХ,Q–V жид-и)

8. Методы пвр(прострелочно-взрывных);

9. Методы контроля технологического состояния скважины:

   1. Кавернометрия, профилеметрия (изменение диаметра скважины).

   2. Инклинометрия (угол отклонения скважины от вертикали).

   3. Цементометрия (уровень подъёма цемента, качество цементирования).

   4. Контроль за техническим состоянием колонн.

№ 3. Понятие удельное электрическое сопротивление.

Электрическое сопротивление проводника: R = ρ·l/S. Коэффициент ρ – удельное электрическое сопротивление, [Ом·м].

Пример: кварц 10 -10 , известняк 10 -10 , песчаник 10 -10 ,глина 1-50, вода 0,15-2,5, нефть 10 -10 .

Зависит от степени окатанности зерен, от их взаимного положения, от типа флюида, заполняющего породу, от t и Р, от типа глинистого цемента.

З ависимость сопротивления от минерализации и температуры. Роль проводника в породах играет пластовая вода, содержащая растворённые соли. Удельное сопротивление зависит от процентного содержания водных растворов и углеводородов в порах, текстурных особенностей. В пластовых водах больше всего ионов Cl^-, Na²⁺, Ca²⁺ и Mg²⁺. Соль NaCl преобладает – поэтому при определении минерализации вод условно считают, что в рас-ре только NaCl.С глубины минерализация пластовой воды возрастает.

ρ_t = ρ₂₀[1 – α(t-20)], где α температурный коэффициент 0,023˚С^-1-с увеличением Т на 1˚С уд.сопр. снижается в среднем на 2%.

Зависимость сопротивления от пористости. Чем выше коэф. пористости, тем больше содержится проводящего флюида и тем ниже удельное сопротивление. Параметр пористости: P_П = ρ_ВП / ρ_В, где ρ_ВП – сопротивление 100%-водонасыщенной породы, ρ_В – сопротивление пластовой воды.

90˚-47% 60˚-27,8%

Коэф. поверхностной проводимости.

Когда глинистый коллектор заполнен водой с низкой минерализацией или пресной,электрическое сопротивление опр-ся глинистостью.П=P_П/P_Пнас.

P_П-пар-р пористости породы, сод. Низкоминерализованную воду, P_Пнас.-сод. насыщенный р-р электролита. ρ_ВП=ПP_Пρ_В

Зависимость сопротивления от нефтегазоносности. Нефть и газ не являются проводниками тока. Для изучения их влияния на сопротивление используют отношение сопротивления нефтеносного пласта ρ_Н к сопротивлению 100%-водонасыщенному пласту ρ_В – параметр насыщения P_Н = ρ_Н / ρ_ВП.

№4. Физические основы метода потенциалов собственной поляризации пород. (Spontaneous potential-SP)

П отенциал SP формируется на контакте бур.р-р-пласт. Изучаются естественные электрические поля, возникающие в результате физико-химических процессов:

1. диффузии (ПЖ пласт) за счёт ионов растворимых солей.

2. за счёт адсорбции ионов на пов-ти глинистых частиц, флюидоупоров и коллекторов.

3. за счёт фильтрационных процессов, обусловленных проникновением ПЖ в пласт при репрессии и пласт в скв. при депрессии.

4. окислительно-восстановительные процессы, возникают на контакте с пластами, содержащими соединения металлов.

Исследования методом СП проводят регистрируя диаграмму изменения по разрезу скв. разности потенциалов между перемещаемым по стволу электродом M и находящимся на поверхности N.

№4 Ф-ры, опр-ие величину аномалии ПС: толщина пласта, сопротивление пласта и вмещающие породы, минерализация пластовой воды, минерализация бурового р-ра, диаметр зоны проникновения, Т˚С, диаметр скв..

Пар-ра опр-ие ПС-аномалии амплитуды: ΔU_СП=f(ρ_п, ρ_sп, ρ_р, ρ_В, ρ_sp, D_sp,h,t˚) Рассмотрим на примере: пласта песчаника залегающего в глинах.

Справедлив закон Кирхгофа: E_РгЛ+E_ГЛП+E_ПР=i(R_ГЛ+R_П+R_C). Статическая амплитуда аномалии U_СП, которая была бы зарегистрирована при перемещении электрода M как скачок разности потенциалов при отсутствии тока в цепи, есть E_S=E_РГЛ+E_ГЛП+E_ПР. Однако в скважине регистрируется скачок потенциала ΔU_СП = iR_С = E_S-i(R_ГЛ-R_П), который определяется падением напряжения, создаваемым при прохождении тока i на участке цепи, представленной скважиной. В качестве условной нулевой линии на диаграммах используют «линию глин», проводя её по значениям ΔU_СП в глинистых породах.

Чем < относительная мощность пласта h/d_c и чем > уд.сопр. пласта ρ_п, тем > степень снижения ΔU_СП по сравнению с E_S:V_сп= ΔU_СП/ E_S.

В пластах с h>=2-3м(4D), ΔU_СП практически равно E_S.

E_S=(K_{ДА гл}+K_{ДА п}) lg ρ_В/ρ_ф=K_СП lg ρ_В/ρ_ф.

K_СП–коэф.аномалии. ρ_В,ρ_ф- уд.сопр. пластовой воды и фильтрата бур.р-ра.

Если различие в литологии между пластом и вмещающими породами отсутствует(K_{ДА гл}=K_{ДА п}) или минерализация и уд.сопр. пластовой воды и фильтрата бур.р-ра. Равны(ρ_В=ρ_ф,С_В=С_ф), отклонение кривой от линии глин не происходит и E_S=0(аномалия отсутствует)

Если ρ_В<ρ_ф,С_В>С_ф, -ΔU_СП, и наоборот, что редко.

В морских и горизонтальных скв.:ΔU_СП=U_M –U_N.Следовательно: gradΔU_СП.

№6 Задачи решаемые методом ПС.

1. Литологическое расчленение разреза;

2. Опр-е минерализации пластовой воды(разбивка разреза на пласты);

3. Выявление коллекторов: ρ_В<ρ_ф,С_В>С_ф- на норм. просторе; ρ_В>ρ_ф,С_В<С_ф –бурение на морской воде; ρ_В=ρ_ф ΔU_СП=-70 lg ρ_ф/ρ_в;

4. Корелляция разрезов скв. на основе осадконакопления.

Регрессия Трансгрессии(наступление моря)

Суша(песок) Море(глина)

Море(глина) Суша(песок)

5 .Опр-ие коэф. пористости(КП): α_П= ΔU_СП/E_ПСmax

Это нужно для расчётов запаса скв.

№7 Помехи при реализации метода ПС: не проводящий бур. р-р.

РНО - р-р на нефтяной основе,ИБР – известково-битумный р-р.

№8 Диффузионный потенциал в методе ПС. При контакте электролитов с разной концентрацией – в результате диффузии ионов на границе возникает двойной электрический слой с разностью потенциалов: , С₁>С₂ R – газовая постоянная(8,31 Дж/моль˚С), z – валентность электролита, F – число Фарадея(9,65)(Кл/г молек), u и v – подвижность катионов и анионов; K_Д – коэффициент диффузионной ЭДС (для NaCl при t = 20˚C K_Д = -11,6мВ). Если подставить константы, T = 293K, z = 1, n=1,U=45,6*10 см с/В, V=67,6*10 см с/В : .

№9Диффузионно-адсорбционный потенциал. Растворы разделены пористой перегородкой. В диффузию катионов и анионов из рас-ра большей в р-р меньшей концентрации при прохождении их через поровые каналы перегородки вовлекаются подвижные катионы, расположенные на внешней обкладки двойного слоя. Если в перегородке крупные поры, то толщина d двойного слоя на поверхности поры пренебрежимо мала по сравнению с радиусом канала r (d<<r)(d/r ≈ 0) канала – то n_К и n_A (числа переноса катионов и анионов) такие же, как и при непосредственном контакте растворов. При уменьшении размера пор r стремимся к d/r→1, n_К→1, n_A→0: E_ДА = 58,4·lgC₁/C₂ = K_ДА· lg ρ_ф/ρ_в. Для NaCl при t = 20˚C коэффициент -11,6мВ< K_ДА <58мВ. K_ДА=( K_Д -А_ДА), -10мВ<= А_ДА<=70мВ, K_ДА

=(-11,6+70)=58,4кВ