Глубина скважины, конструкция скважины. Порядок опробования нефтегазоносных го ризонтов.

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 13Следующая ⇒

Буровой скважиной называют искусственную цилиндрическую горную выработку в земной коре, имеющую небольшие размеры в поперечном сечении при сравнительно большой протяжённости. Диаметр скважины в зависимости от её назначения может изменяться от десятков миллиметров до 1-2 м и определяется наружным диаметром применяемого породоразрушающего инструмента. Протяжённость скважины может колебаться от нескольких метров до нескольких километров, в зависимости от целевой задачи выполняемой скважиной.

При различных геологических условиях и разной глубине скважин изменяются количество обсадных колонн и диаметры применяемых долот для бурения. Совокупность расположения обсадных колонн, их диаметров, диаметров стволов скважин, глубин бурения для каждого диаметра долота, глубина спуска обсадных колонн, высота подъёма тампонажного раствора и другие данные определяют конструкцию скважины. Выбор конструкции скважины является основной частью технического проекта на бурение. Для обоснованного выбора конструкции служат геологические данные и особенности бурения в данном районе. Основными исходными данными являются: устойчивость стенок скважины; совместимость условий бурения близлежащих пластов , вскрытых необсаженным участком ствола, и эксплуатационные требования по конструкции низа эксплуатационной колонны. От устойчивости пород и совместимости условий зависит количество обсадных колонн, а от условий эксплуатации – конечный их диаметр.

Чтобы иметь полное представление о коллекторских свойствах пласта, оценить характер насыщенности и определить ориентировочный дебит, отбирают прямые и косвенные геологические данные, а также исследуют вскрытые продуктивные пласты путем взятия проб флюида и пробных откачек. Прямыми геологическими данными являются отбор керна, шлама и проб со стенок скважины, к косвенным данным относятся каротаж, фотографирование и визуальные наблюдения с помощью телевидения стенок скважины, а также получение отпечатков со стенок скважины.

Испытания пластов на приток производятся как в открытом (необсаженном) стволе скважины при ее бурении, так и в трубах после обсадки, цементирования, перфорации.

Испытания пластов в открытом стволе скважины производят по мере вскрытия пластов. Такие испытания имеют целый ряд преимуществ. Пласты до испытания подвергаются менее продолжительному воздействию бурового раствора и, естественно, бывают менее кольматированы. Если при бурении разведочных скважин они оказываются непродуктивными, нет необходимости их обсадки и цементирования.

Испытания обсаженных скважин, наоборот, производят снизу вверх (вначале испытывают нижний пласт).

Для испытания пластов используют комплект испытательных инструментов КИИ-2, который применяют для скважин, пробуренных долотами диаметром 190—289 мм. С помощью этих испытателей вызывают приток флюида, производят отбор флюида, определяют пластовое давление, продуктивность исреднюю эффективную проницаемость пласта. Кроме этого, используя КИИ-2, можно испытывать герметичность цементных мостов, определять место утечки в обсадных колоннах, осваивать малопродуктивные пласты и решать другие задачи.

Зоны нефтегазообразования и нефтегазонакопления, их классификация.

Главная зона газообразования (ГЗГ)- глубинно-катагенетическая зона в разрезе нефтегазоносного бассейна, в которой проявляется главная фаза газообразования. Во всех бассейнах ГЗГ приурочена к градациям катагенеза РОВ от конца МК₃(Ж) - начала МК₄(К) до АК₂(ПА) включительно. В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др. факторов ГЗГ фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах от 3,5-5 км на молодых и древних платформах до 6-9 км в глубоких впадинах платформ и в альпийских прогибах. ГЗГ пространственно связана с тем объемом осадочных горных пород, в котором на предшествовавшем этапе погружения проявлялась главная фаза нефтеобразования и формировались первичные залежи нефти. ГЗГ как в плане, так и в разрезе бассейна характеризуется резким преобладанием газовых и газоконденсатных залежей, причиной чего являются, расформирование большей части первичных залежей нефти во время проявления ГФГ и заполнение ловушек УВГ-продуктами последнего этапа термической деструкции РОВ пород.

Главная зона нефтеобразования (ГЗН)- глубинно-катагенетическая зона в разрезе нефтегазоносного бассейна, в которой проявляется главная фаза нефтеобразования. Во всех бассейнах ГЗН приурочена к градациям катагенеза РОВ от конца ПК₃(Б₃) до конца МК₂ (Г) или до начала МК₃(Ж) включительно. В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др. факторов ГЗН фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах от 2-3 км в платформенных областях до 3-6 км в глубоких впадинах и альпийских прогибах. ГЗН как площади, так и по разрезу бассейна характеризуется преобладанием нефтяных залежей над газовыми и газоконденсатными. В этой зоне в составе УВ формируется весь комплекс УВ и неуглеводородных компонентов, свойственных нефти, создаются наиболее благоприятные условия для первичной миграции, образуется основная масса нефтяных месторождений.

В ГЗН помимо ОВ существенно изменяются породы и насыщающие их воды: в составе водорастворенного ОВ заметно увеличивается содержание УВ компонентов, меняется состав водорастворенных газов. Происходит перестройка глинистых материалов – гидрослюдизация монтмориллонита, сопровождающаяся выделением воды, способствующей миграции образовавшихся УВ.

Нефтегазонакопления зона - совокупность линейного или площадного размещения смежных нефт. и газовых м-ний, объединённых общностью структурных форм (структурные зоны нефтегазонакопления) или фазового состояния углеводородов в залежах. Различают следующие структурные H. з.: антиклинальные или валообразные (месторождения нефти и газа приурочены к брахиантиклиналям); погребённых рифовых массивов; соляно-купольных областей (м-ния нефти и газа группируются в крупные площади при разл. глубине залегания кровли соляного массива, реже - в линейные зоны c близкими глубинами залегания кровли соляного массива); погребённых эрозионных выступов и зон регионального углового несогласия (м-ния c массивными залежами нефти и газа или co стратиграфически экранированными залежами); регионального выклинивания коллекторов на флексурах или моноклиналях (м-ния c литологически экранированными залежами нефти); регионального развития разрывных нарушений (м-ния c тектонически экранированными залежами нефти); регионального развития песчаных коллекторов линзообразного строения или замкнутых пористых зон в карбонатных породах (м-ния c литологически ограниченными залежами нефти или газа). B плане однотипные H. з. объединяются в ареалы H. з. Пo фазовому состоянию углеводородов в залежах выделяются зоны co смежными только газовыми или только нефт. м-ниями. Такие H. з. могут заключать разл. структурные зоны или части их.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 426; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!