Контрольная работа по "Промысловой геологии"

         Важное значение в практике поисков, разведки и эксплуатации полезных ископаемых имеют также структурно-геологические карты, которые совмещают С. к. и карты геологического строения местности или какого-либо подземного горизонта; они имеют большое значение для проведения разведочных и эксплуатационных работ при разработке месторождений полезных ископаемых.

 

Карта схождений (карта равных мощностей)

Дает представление об изменении мощности геологических  подразделений в пределах изучаемой  площади. Для сопоставления карт схождения определяют истинную толщину  объекта, если карта схождения составляется с целью изучения характера изменения мощности продуктивной части коллектора, для подсчета текущих запасов нефти и газа. Определяется видимая мощность изучаемого объекта, приведенная к вертикальной скважине, т.е. с учетом удлинения.

Полученные значения видимых  или истинных мощностей надписываются  возле проекции точки пересечения  скважиной середины изучаемого объекта. Точки с одинаковыми мощностями соединяются изолиниями, изопахитами.

Линии равных мощностей проводят через равные интервалы (0,5, 1, 5, 10, …) в зависимости от толщины изучаемого комплекса отложений, плотности  вскрывших его скважин и масштаба карты. Чем тоньше пласт, тем в  большем числе точек он вскрыт и крупнее масштаб составляемой карты, тем меньше берется интервал между изолиниями. Точное положение  точек, через которые должны быть проведены изопахиты, определяются пропорциональным делением.

Карты равных мощностей нефтенасыщенной части пласта. Числовые значения изопахит на таких картах не остаются постоянными во времени и изменяются в процессе разработки залежи, что дает возможность изучить характер продвижения контурных вод. Последнее позволяет установить участки, где выработка залежи задерживается и где целесообразно заложение новых скважин, еще позволяет выявить зоны, в которых обнаруживается интенсивное продвижение контурных вод, а это требует изменение режима эксплуатации.

Карты равных мощностей нефтенасыщенной части разреза строят на различных этапах эксплуатации. Сравнивая карты между собой легко установить характер уменьшение нефтяной мощности по мере разработки.

При составлении таких  карт следует отмечать даты проведения исследования. Это дает возможность  точнее составлять карту, т.к. иногда локальное  увеличение нефтенасыщенной части пласта является следствием более раннего исследования по сравнению с другими.

Геологический разрез, геологический  профиль

Вертикальное сечение  земной коры от поверхности в глубину. Составляется по геологическим картам, данным геологических наблюдений и  горных выработок (в т. ч. буровых  скважин), геофизических исследований и др. Геологический разрез ориентируют  вкрест или по простиранию геологических структур по прямым или ломаным линиям, проходящим при наличии глубоких опорных буровых скважин через эти скважины. На разрезе показывают условия залегания, возраст и состав горных пород. Горизонтальные и вертикальные масштабы геологического разреза обычно соответствуют масштабу геологической карты.

 

9.  Геологический контроль процесса разработки нефтяного месторождения. Фонд скважин (добывающие, нагнетательные, пьезометрические, наблюдательные и т.д.). Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК.

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

а) оценки эффективности  принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических  мероприятий по ее осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования  процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей  и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки  рабочих агентов по месторождению  в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние  залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов  продуктивности и приемистости скважин;

д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;

е) состояние герметичности  эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними  по разрезу горизонтами и наличие  перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти  и воды) и газа в пластовых и  поверхностных условиях в процессе разработки;

з) фактическая технологическая  эффективность осуществляемых мероприятий  по увеличению производительности скважин;

 и) динамика зависимости  текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции.

Виды, объемы и периодичность  исследований и измерений с целью  контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами  по исследованию скважин, обязательными  комплексами их гидродинамических  и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежи и работу отдельных скважин.

Обязательные комплексы  исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ:

— замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;

— замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

— замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам;

— гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин  на стационарных и нестационарных режимах;

— исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;

— отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных  пород продукции скважин (нефти, газа, воды);

— специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим  документом на разработку.

Периодичность исследований и измерений по контролю за разработкой должна удовлетворять рекомендациям технологического проекта на разработку данного месторождения.

Ввод в эксплуатацию скважин, не оборудованных для индивидуального  замера, дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента, не_ разрешается. . Обязательные комплексы гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений разрабатываются научно-исследовательскими организациями (авторами проектных документов) и утверждаются производственным объединением.

. Исследования по контролю  разработки осуществляются нефтегазодобывающими  управлениями, геофизическими службами  и научно-исследовательскими институтами. 

Материалы по контролю процесса разработки залежей (эксплуатационных объектов) анализируются и обобщаются геологической службой нефтегазодобывающих  предприятий и включаются в виде специального раздела в годовой  геологический отчет.

Материалы исследований по контролю за разработкой месторождений (залежей) подлежат обязательному хранению на протяжении сроков, определяемых ведомственными инструкциями.

Ответственность за выполнение объема исследований по контролю за разработкой несет руководство НГДУ. 

10. Гипотезы  происхождение нефти и газа.

Происхождение нефти и  газа стали изучать еще до возникновения  нефтяной промышленности. Выяснение  генезиса нефти и газа имеет не только теоретическое, но и большое  практическое значение.

О генезисе нефти и газа нет единого мнения. Общепринятой является теория органического происхождения  нефти, но существуют гипотезы и о  неорганическом генезисе нефти.

Гипотезы неорганического  происхождения нефти и газа

1. Д. И. Менделеев в  1886 г. сформулировал карбидную  гипотезу, которая явилась первой  гипотезой неорганического происхождения.

Основные положения этой гипотезы:

а) выходы нефти на поверхность  свидетельствуют о том, что место  её образования расположено глубоко  в мантии, а нефть совершает  восходящее движение;

б) химическая реакция, обеспечивающая образование соединений углерода и  водорода;

2FeC + 3H2O ? Fe 2O 3 + C 2H 6

Углеводороды в газообразном состоянии поднимаются в верхние  холодные зоны Земли, где конденсируются и скапливаются в трещинах, пустотах и порах, образуя залежи.

Возражения против этой гипотезы:

а) существование расплавленных  масс углеродистых металлов не доказано;

б) отсутствие путей миграции для воды в толще расплавленных  пород в глубине земли;

в) углеводороды, полученные в результате этой химической реакции  лабораторным путём оптически не активны, а природные нефти обладают этим свойством;

г) гипотеза не объясняет  существование нефтей различного состава.

2. В.Д. Соколов в 1892 г.  выдвинул космическую гипотезу.

Причиной возникновения  этой гипотезы послужили находки  углеводородов в метеоритах.

По этой гипотезе углеводороды содержались в газовой оболочке Земли в огненно-жидком состоянии. По мере остывания Земли углеводорода поглощались остывающим субстратом и, наконец, конденсировались в верхних, наиболее остывших слоях - в земной коре.

Исходя из современных  представлений, Земля образовалась в результате сгущения космической  холодной газопылевой материи. Вполне очевидно, что нефть при таких  температурах сгорела бы.

3. Н.А. Кудрявцев в 1966 г. предположил вулканическую  гипотезу.

По этой гипотезе углеводороды и их радикалы образуются в магматических  глубинных очагах, где господствуют высокие давления и температуры. В результате обогащения водородом  глубинного происхождения, образуются более сложные углеводороды, которые  мигрируют в осадочную оболочку Земли.

Необоснованность этой гипотезы доказана Губкиным:

а) отсутствует достоверный  механизм реакции образования углеводородов;

б) отсутствие нефтяных скоплений  в центральных частях горных сооружений, где вулканическая деятельность была наиболее активной;

в) остаётся вопрос о путях, по которым углеводороды проникают  в верхние слои.

Теория органического происхождения нефти и газа

Начало целенаправленной разработки идеи об органическом происхождении  нефти было положено более двух сот  лет назад М.В.Ломоносовым. Большой вклад в развитие этой теории внесли И.М. Губкин, В.И. Вернадский, Н.Д. Зелинский и др.

ОСНОВНЫЕ АРГУМЕНТЫ В  ПОЛЬЗУ ОРГАНИЧЕСКОЙ ГИПОТЕЗЫ

1. Все растения и животные  организмы на Земле состоят  из углерода и водорода, т.е.  на Земле имеется обширный  органический материал, вполне обеспечивающий  накопление нефти и газа.

2. Во многих нефтях найдены вещества – порфирины (производные хлорофилла). Они окрашивают кровь в красный цвет, а растения в зелёный цвет. Присутствие в нефтях порфиринов свидетельствуют о том, что температура в этих нефтях не превышала 2000С (выше этой температуры они начинают разрушаться).

3. Любое живое вещество  содержит азот. Во всех нефтях также присутствует азот.

4. Все биологические вещества  и все нефти оптически активны.

РАССЕЯННОЕ ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО В ЗЕМНОЙ КОРЕ

Все сторонники органической теории считают исходным продуктом  для образования нефти – рассеянное органическое вещество (РОВ). Существует несколько типов РОВ.

1. Сапропелевое РОВ – продукты распада планктона, который накапливался в морских илах в восстановительной или слабовосстановительной обстановке. Сапропелевое РОВ является исходным продуктом для образования жидких углеводородов.

2. Гумусовое РОВ – продукты распада растительных организмов без доступа кислорода. Гумусовые РОВ являются исходным продуктом для газообразных углеводородов.

3. Смешанного типа РОВ  – сапропелевого-гумусового или гумусового-сапропелевого.

Накопление РОВ происходит с начала жизни на Земле, т.е. 3-3,5 млрд. лет назад. Процесс преобразования РОВ в нефти и газа происходит постепенно и носит многоступенчатый характер. Стадийность процесса нефтегазообразования происходит в литосфере в следующем порядке:

1. Накопление исходного  нефтематеринского рассеянного органического вещества в осадочных отложениях.