Геология:контрольные вопросы и ответы

39. Пластовые флюиды

Флюиды, залежи которые  могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.

Вязкость пластовых  флюидов следует рассматривать как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.

Способность растворяться в жидких флюидах или в буровом  растворе имеет важное значение для  характеристики газообразных пластовых  флюидов особенно токсичных, так  как это позволяет оценить  их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом или с буровым раствором при циркуляции. В этом случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или бурового раствора в результате снижения давления (от пластового до атмосферного). Если при бурении или эксплуатации существует вероятность контакта пластового флюида или бурового раствора с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность такого технологического объекта скважины считается высокой.

 

40. Углеводородные флюиды

Флюиды, залежи которые  могут быть вскрыты в процессе строительства скважины, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоканденсаты, нефтегазоканденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как и в чистом виде так и в комбинированном, смешанным в различных пропорциях. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном и жидком.

Вязкость пластовых  флюидов следует рассматривать  как физическую характеристику, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине. Чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а, следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить.

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы (в том числе и не углеводородные); газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанными в различных пропорциях. Тип и состав пластового флюида предопределяют такие компоненты фонтаноопасности, как: скорость развития ГНВП в открытый фонтан; предельно допустимый объем поступления флюида в ствол скважины; вероятность пожара, взрыва, степень отравления людей, заражения местности и отрицательного воздействия на технологическое оборудование. По степени убывания фонтаноопасности типы пластовых флюидов могут быть классифицированы следующим образом:

-природные газы (метан,  бутан, пропан, N2, CO2, H2S, He);

-газоконденсаты;

-нефтегазоконденсаты;

-нефть;

-газированные пластовые  воды;

-минерализованные  воды и рапа.

Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут  находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа). Фонтаноопасность газообразных флюидов по сравнению с жидкими более высока. 

Вопрос 44

Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ.

Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ — это  оптимальная, отраженная в планировании и на практике последовательность геологического изучения недр какого-либо региона  от начала его освоения до обнаружения  местоскоплений и решения вопроса об экономической целесообразности передачи их в разработку. Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии позволяет устанавливать наиболее рациональную последовательность проведения различных видов и методов исследований, которые обеспечивают решение конечной задачи поисково-разведочных работ — подсчет запасов нефти и газа местоскопления и составление проекта разработки его залежей. Стадийность позволяет также определять эффективность работ на различных этапах и стадиях геологоразведочного процесса и контролировать условия смены одних исследований другими или их полного прекращения. Обнаружение, разведка и подготовка к разработке скоплений нефти и газа занимают значительный период времени, в течение которого проводятся различные работы. Геологоразведочный процесс начинается с изучения общей геологической характеристики крупных территорий. На следующем этапе выбираются районы с благоприятными для образования и сохранения залежей нефти и газа геологическими условиями, в которых проводится поиск ловушек различного рода. 
 

Вопр 45

Начальные суммарные ресурсы. Движение запасов.

Ресурсы – прогнозно оцененное количество полезного ископаемого в недрах, получаемое на основе геологических предположений, без геологической разведки (категории D и С₃)_.

Запасы  – доказанное фактическим материалом (бурение, наличие промышленных притоков нефти) количество полезного ископаемого в конкретном объеме горных пород (категории С_1,2, В, А).

В таблице 16 приведена  характеристика ресурсов и запасов  углеводородов. 

Таблица 16.

Соотношения понятий  ресурсов и запасов. 

 

В 1983 г. в практику работ по прогнозированию нефтегазоносаюсти вместо понятия «потенциальные ресурсы» введено понятие«суммарные ресурсы».

Суммарные ресурсы могут  быть начальными и  текущими. Под на-чальными суммарными ресурсами региона пони мается сумма разведанных запасов (категорий A+B+C1) и предварительно оцененных запасов (категории С2) на месторождениях до начала их разработки, а также перспективных (категории Сз) и прогнозных ресурсов (категорий Д1+Д2), подсчитанных и оцененных в пределах региона на дату оценки или уточнения прогнозных ресурсов.

Текущие суммарные ресурсы  меньше начальных  на величину накопленной  добычи на разрабатываемых  месторождениях региона  к моменту оценки прогнозных ресурсов.

Среди суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата целесообразно выделять ресурсы, которые могут быть извлечены из недр. Таким ресурсам соответствует понятие суммарные извлекаемые ресурсы. При этом суммар ные ресурсы правильнее называть суммарными геологическими ресурсами.

Начальные суммарные извлекаемые  ресурсы региона определяются суммой на ту же дату: извлекаемых запа сов категорий A+B+C1+C2 до начала разработки месторожде ний и залежей; извлекаемых перспективных ресурсов категории Сз и извлекаемых прогнозных ресурсов категорий Д1+Д2.

Текущие суммарные извлекаемые  ресурсы от личаются от начальных на величины накопленной добычи на дату оценки или уточнения прогнозных ресурсов. 
 

Экономическая оценка ресурсов и запасов. 

  

 По  отдельным геологическим  объектам и по месторождению  в целом осуществляется оперативный учет движения разведанных  запасов, определяются начальные и остаточные запасы, списываются погашенные. 
 
 

Вопр 47

Системы размещения разведочных  скважин

В основном используют три системы размещения разведочных скважин: треугольную, кольцевую и профильную.

При треугольной системе каждая новая скважина закладывается в вершине равностороннего треугольника, где в двух углах находятся скважины, давшие нефть. При этом, достигается равномерное размещение скважин по площади залежи. Однако недостатком этой системы является зависимость заложения каждой последующей разведочной скважины от результатов предыдущей, что удлиняет сроки разведки залежи и снижает эффективность применения треугольной системы размещения скважин.

Кольцевая система применяется на широких и пологих структурах, где разведочные скважины располагаются по кольцам с  последовательным размещением колец по падению пластов. В условиях значительной патологической изменчивости пластов кольцевая система не применяется, так как в этом случае потребуется бурение большого числа скважин, в том числе за контуром нефтегазоносности. Эта система неприменима также при разведке литологических, стратиграфических, тектонически-экранированных и других типов залежей УВ.

Профильная система  размещения разведочных скважин является наиболее эффективной и применимой для всех типов и форм залежей нефти и газа. Расположение скважин по профилям позволяет при минимальном количестве скважин получать правильное представление о строении залежей УВ и обеспечить получение достоверных параметров залежи для подсчета запасов нефти и газа. Наиболее эффективна разведка по профилям скважин, которые расположены вкрест простирания, либо структурных ловушек, либо пластов для литологических ловушек или в условиях значительной изменчивости литологии продуктивных пестов.

Вопр 48

Экономическая эффективность ГРР

Для оценки эффективности  ГРР используется ряд показателей. На различных этапах и стадиях  работ такими показателями являются:

1- качество количественной  оценки прогнозных ресурсов нефти  и газа изучаемой территории, 
2- затраты на подготовку к бурению одной структуры,  
3-затраты на 1 км2 площади подготовленных стуктур,  
4-стоимость подготовленных запасов, прирост запасов на 1 м проходки и др. 
Показатели эффективности в значительной стпепни зависят от геологического сторения и степени разведанности регионов. 
Повышение геолого-экономической эффективности геологоразведочных работ зависит от решения как общих задач,касающихся всего рассматриваемого процесса, так и частных задач каждого из этапов и стадий. 
Одним из генеральных направлений является интенсификация поисков и разведки нефти и газа за счет широкого использования достижений НТП. Она возможна только на базе существенной перестройки самой организации геологоразведочного производства, как важнейшего пути повышения его геолого-экономической эффективности. 
На региональном этапе:  
1-опрержающее проведение и соблюдение стадийности региональный геолого-геофизических работ с целью определения уже на начальной стадии изучения нефтегазоносности регионов, 
2- концентрации необходимых капиталовложений, не допуская при этом постановки дорогостоящего оборудования в малоперспективных районах. 
НА стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению:  
1-всемерное повышение качества подготовки ловушек,  
2-опережающее проведение детальных поисковых геофизических исследований, 
3- применение наиболее совершенных методов сейсморазведки и т.д. 
На стадии поиска месторожений и разведочном этапе: 
1- повышение научной обоснованности введения в поиски геологических объектов,  
2-разработка научно-методических основ оптимизации поисков и разведки м-ний, 
3- повышение инОРМАТИВНОСТИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ БОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 

Вопр49

Основные  принципы нефтегазогеологического  районирования.

Под нефтегазогеологическим районированием территории геологи-нефтяники понимают выделение отдельных их частей, различающихся по степени сходства и различия тектонического строения, истории развития и составу слагающих пород, а также выделение различных категорий скоплений нефти и газа.

Т.е. вкаждой нефтегазоносной  территории выделяют региональные и  локальные скопления нефти и  газа, характеризующиеся иерархической  соподчиненностью.

Районирование по А.А.Бакирову :

Нефтегазоносная провинция (НГП) представляет собой единую геологическую провинцию, сложенную различными крупными структурными элементами, которые характеризуются общностью  геологического строения и истории развития, а также общностью стратиграфического диапазона региональной нефтегазоносности.

НГП в платформенных областях приурочены к крупным структурам как положительного, так и отрицательного знака, например, к мегаантеклизам и антеклизам, мегасинеклизам и синеклизам; в переходных и складчатых областях — к предгорным прогибам, мегаантиклинориям и антиклинориям, мегасинклинориям и синклинориям.

В пределах НГП выделяется, как правило, несколько нефтегазоносных областей (НГО), т.е. территорий, приуроченных к одному крупному структурному элементу, но меньшего порядка, чем элемент, контролирующий НГП, в пределах которого наблюдались в течение геологической истории одинаковые условия для нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Внутри НГО, в свою очередь, выделяется несколько зон нефтегазонакопления (ЗНГН), которые представляют собой группу смежных и сходных по геологическому строению местоскоплений нефти и газа, генетически связанных с одной региональной (зональной) ловушкой структурного, патологического или другого типа.

Таким образом, в  пределах зоны выделяются местоскопления нефти и газа (М), а в пределах последних — залежи УВ (3).

Вопр 50

Нефтегазоносные провинции России.

1. Волго-Уральская НГП
2. Тимано-печорская НГП
3. Прикаспийская НГП
4. Днепровско-Донецкая НГП
5. Предуральская НГП
6. Предкарпатская НГП
7. Балтийская НГП
8. Баренцево-северо- карская НГП
9. Предкавказско-Крымская НГП
10. Северо-Кавказская НГП
11. Закавказская НГП
12. Туранская НГП
13. Западно-туркменская НГП
14. Тянь Шань Памирская НГП
15. Западно- Сибирская НГП
16. Ангаро-Ленская НГП
17. Енисейско-Хатангская НГП
18. Ленно-Вилюйская НГП
19. Предверхо-Янская НГП
20. Дальне-Восточная НГП