- •Глава 1. Методологические основы геолого-разведочного процесса
- •1.1. Этапы и стадии геолого-разведочных работ на нефть и газ
- •1.2. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
- •1.2.1. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
- •1.2.2. Группы запасов нефти и газа
- •1.2.3. Резервы углеводородов
- •1.4. Классификация скважин, бурящихся при геолого-разведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений
- •Глава 2. Региональный этап геолого-разведочных работ
- •2.1. Общие требования к проведению региональных геолого-геофизических работ
- •2.2.Комплекс региональных геологических исследований
- •Геолого-съемочные работы
- •Структурно-геоморфологические исследования
- •2.3. Глубинное исследование осадочного чехла и континентальной коры
- •2.3.1. Сейсмологическое и гравитационное зондирование консолидированной части коры и верхней мантии
- •2.3.2.Глубинное сейсмическое зондирование. Программа «Глобус».
- •2.3.3. Исследование осадочного чехла и континентальной коры с помощью сверхглубокого бурения
- •2.4. Региональные геофизические исследования
- •2.5. Опорное бурение
- •2.6. Параметрическое бурение
- •2.7. Организация региональных геолого-геофизических работ
- •2.7.1.Оптимальный объем региональных геолого-геофизических работ в регионах, различных по степени изученности и сложности строения
- •2.7.2. Геолого-экономическая оценка результатов региональных геолого-геофизических работ
- •2.8. Количественный прогноз нефтегазоносности
- •2.8.1. Принципы и методы количественного прогноза нефтегазоносности
- •2.8.2. Принципы выделения и требования к эталонным и расчетным участкам
- •2.8.3. Геологические способы метода сравнительных геологических аналогий
- •Способ оценки ресурсов по удельной плотности на единицу площади
- •Способ оценки ресурсов по удельной плотности на единицу объема
- •2.8.4. Объемно-генетический метод
- •Глава 3. Стадии выявления структур и подготовки структур к бурению
- •3.1. Комплекс грр на стадиях выявления и подготовки объектов
- •3.1.1. Геологические методы
- •3.1.2. Геофизические методы
- •3.1.3. Структурное бурение
- •3.2. Методика поисков структур различного типа
- •3.2.1. Выявление и подготовка объектов в районах развития соленосных отложений
- •3.2.2. Выявление и подготовка структурно-литологических ловушек, связанных с погребенными рифами
- •3.2.3. Выявление и подготовка неантиклинальных ловушек в терригенных отложениях
- •3.2.4. Поиски структур в складчато-надвиговых зонах
- •3.3. Фонд структур
- •3.3.1.Анализ фонда структур
- •3.4. Методы оценки перспективности подготовленных структур и прямые поиски месторождений нефти и газа
- •3.4.1. Геофизические методы оценки перспективности структур
- •3.4.2. Геохимические методы оценки перспективности структур
- •3.4.3. Геологические методы оценки перспективности структур
- •Геологические основы прогноза нефтегазоносности локальных объектов
- •1. Природные резервуары по своему строению трехчленны, третий элемент - ложная покрышка.
- •3. В нефтегазосодержащих комплексах, как правило, все ловушки, выделенные с учетом толщины ложной покрышки, заполнены углеводородами до замка, то есть полностью.
- •3.5. Оценка ресурсов на стадиях выявления и подготовки структур к бурению
- •Глава 4. Стадия поиска и оценки месторождений (залежей)
- •4.1. Системы размещения поисковых скважин
- •1. Заложение поисковых скважин в своде складки
- •2. Заложение поисковых скважин на асимметричных складках
- •3. Заложение поисковых скважин по профилю вкрест простирания структуры
- •4. Крест поисковых скважин
- •5. Заложение скважин по методу клина
- •6. Треугольная система расположения поисковых скважин
- •7. Размещение поисковых скважин по радиальным профилям
- •8. Система параллельных профилей поисковых скважин
- •9. Заложение многоствольных поисковых скважин
- •10. Заложение поисковых скважин вдоль длинной оси структур
- •11. Заложение поисковых скважин по диагональному профилю
- •12. Заложение скважин для оценки размеров газовых и нефтегазовых залежей по методу в. П. Савченко
- •13. Заложение поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах
- •14. Заложение поисковых скважин в «принципиальном» направлении
- •15. Метод «критического» направления
- •16. Заложение поисковых скважин в зонах вероятного местонахождения контактов
- •17. Зигзаг-профильное заложение поисковых скважин
- •18. Способ опорного профильного бурения
- •19. Метод «шаг поискового бурения»
- •20. Заложение скважин по показателю удельной высоты залежи
- •21. Способ размещения скважин на массивных залежах
- •22. Метод «различия вариантов»
- •23. Заложение поисковых скважин по равномерной сетке
- •24. Заложение поисковых скважин по случайной сетке
- •Заложение скважин на неантиклинальных ловушках
- •Заложение скважин на рифовых ловушках
- •4.3. Отбор и обработка керна и шлама
- •4.4. Комплекс исследований керна
- •4.4.1. Изучение вещественного состава пород Петрографические исследования
- •Изучение глинистых минералов
- •Спектральный анализ
- •4.4.2. Палеонтологические исследования
- •4.4.3. Определение физических свойств пород
- •Изучение трещиноватости пород
- •4.4.4. Нормы отбора образцов на различные виды исследований
- •4.4.5. Петрофизические исследования
- •4.4.6. Геохимические исследования
- •4.5. Геофизические исследования и работы в скважинах
- •Термокаротаж (высокоточный, дифференциальный)- т
- •4.5.1. Задачи гирс
- •4.5.3. Методы гирс
- •Термокаротаж (высокоточный, дифференциальный)- т
- •Изучение технического состояния скважин
- •4.5.4. Комплексы гирс и основные требования к ним
- •4.6. Геологическая интерпретация промыслово-геофизических исследований
- •Определение коэффициента пористости
- •Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности
- •4.7. Вскрытие, опробование и испытание продуктивных горизонтов
- •Опробование пластов в процессе бурения
- •Испытание скважин в эксплуатационной колонне
- •4.8. Исследования отобранных проб нефти, газа, конденсата и воды
- •4.9. Оценка запасов категорий с1 и с2
- •Глава 5. Разведочный этап грр
- •5.1. Бурение разведочных скважин
- •5.1.1.Отбор керна
- •5.1.2.Опробование и испытание разведочных скважин
- •5.1.3.Комплекс исследований в разведочной скважине
- •5.2. Основные принципы размещения скважин при разведке отдельных залежей
- •5.2.1. Расстояния между разведочными скважинами
- •5.2.2. Системы разведки месторождений нефти и газа
- •5.2.3. Основные принципы выбора системы разведки месторождений нефти и газа
- •5.2.4. Особенности разведки многозалежных месторождений
- •5.3. Особенности разведки залежей нефти и газа различного типа
- •5.3.1. Особенности разведки пластовых залежей
- •5.3.2. Особенности разведки массивных залежей
- •5.3.3. Особенности разведки неантиклинальных залежей
- •Разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в терригенных отложениях
- •Разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в карбонатных отложениях
- •5.3.4. Особенности разведки газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей и месторождений
- •5.3.5. Разведка мелких месторождений нефти (до 1 млн.Т) и газа ( до 3 млрд м3)
- •5.4. Методы определения контура продуктивности в скважинах (внк, гвк)
- •5.4.1. Определение водонефтяного (внк), газоводяного (гвк) и газонефтяного (гнк) контактов по комплексу исследований в скважине
- •5.4.2. Методы определения контура продуктивности (внк, гвк)
- •5.5. Геофизические исследования при разведке сложнопостроенных месторождений нефти и газа
- •5.5.2. Определение границ залежей нефти и газа с помощью скважинной электроразведки
- •5.5.3. Определение границ залежей нефти и газа с помощью сейсморазведки
- •5.5.4. Новый метод сейсморазведки – сейсмическая локация бокового обзора (слбо)
- •5.6. Опытная (пробная) эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •5.7. Отчет по подсчету запасов
- •5.7.1. Текстовая часть
- •5.7.2. Графические материалы
- •5.7.3. Документация геолого-разведочных работ
- •Глава 6. Грр на этапе разработки месторождений
- •6.1. Требования к грр на этапе разработки месторождений
- •6.2. Использование материалов гис, полученных в процессе разработки залежей, для пересчета запасов нефти и газа
- •Глава 7. Проектирование грр
- •7.1. Проект поисков месторождений (залежей) нефти и газа
- •7.1.1. Текст проекта
- •1. Введение.
- •2. Географо-экономические условия.
- •3. Геолого-геофизическая изученность.
- •4. Геологическое строение площади.
- •4.1. Проектный литолого - стратиграфический разрез.
- •4.2. Тектоника.
- •4.3. Нефтегазоносность.
- •4.4. Гидрогеологическая характеристика разреза.
- •5. Методика и объем проектируемых поисковых работ.
- •5.1. Цели и задачи поисковых работ.
- •5.2. Система расположения поисковых скважин.
- •5.3. Геологические условия проводки скважин.
- •5.4. Характеристика промывочной жидкости.
- •5.5. Обоснование типовой конструкции скважин.
- •5.6. Оборудование устья скважин.
- •5.7. Комплекс геолого-геофизических исследований.
- •5.7.1. Отбор керна и шлама.
- •5.7.2. Геофизические и геохимические исследования.
- •5.7.3. Опробование и испытание перспективных горизонтов.
- •5.7.4 Лабораторные исследования.
- •6. Попутные поиски.
- •7. Обработка материалов поисковых работ.
- •8. Охрана недр, природы и окружающей среды.
- •9. Продолжительность проектируемых работ на площади.
- •10. Предполагаемая стоимость проектируемых работ.
- •11. Ожидаемые результаты работ.
- •11.1. Подсчет ожидаемых запасов нефти, конденсата и газа.
- •11.2. Основные технико-экономические показатели поисковых работ.
- •12. Список использованных материалов.
- •7.1.2. Графические приложения
- •7.3. Особенности проекта разведки (доразведки) месторождения (залежи) нефти и газа
- •I. Введение.
- •3.2. Тектоника.
- •3.3. Нефтегазоносность.
- •4.5. Объем, методика и результаты опробования, испытания и исследования скважин.
- •4.6. Физико-литологическая характеристика коллекторов и покрышек и изученность подсчетных параметров по керну.
4.6. Геологическая интерпретация промыслово-геофизических исследований
Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа.-М.:ВНИГНИ 1987. -20 с.
В зависимости от решаемой задачи и объема исходной геолого-геофизической информации различают оперативную и сводную интерпретацию промыслово-геофизических исследований. При оперативной интерпретации на основании данных по исследуемой скважине, сразу после выполнения в ней комплекса ГИС, даются заключение о наличии в разрезе нефтегазоносных пластов и рекомендации по их опробованию.
Сводная интерпретация проводится для продуктивного горизонта в целом по месторождению. Для интерпретации используют все геолого-геофизические данные о пласте по всем скважинам (результаты исследования керна, результаты опробования и исследования скважин). По результатам сводной интерпретации определяют геологическое строение продуктивного горизонта, строение залежи, подсчетные параметры и проводят подсчет запасов нефти и газа.
Литологическое расчленение разреза скважин осуществляется по комплексу геофизических исследований с привлечением данных изучения керна и шлама. Расчленение разреза скважин основано на различии физических свойств горных пород, которые изменяются у каждой литологической разновидности в определенном диапазоне значений. Наличие перекрытия диапазонов указывает на то, что ни одна из пород не может быть опознана по одному какому-то геофизическому параметру, для ее определения нужна комплексная геофизическая характеристика. Геофизические характеристики наиболее типичных литологических разностей приведены на рис. 4.8.17.
Определение подсчетных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов - эффективных толщин (hэф) нефте-(hэф.н) и газонасыщенных (hэф.г) интервалов, коэффициентов их пористости (Кп), проницаемости (Кпр), нефте- (Кн) и газонасыщенности (Кг) - производится по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) с использованием результатов изучения образцов керна и испытаний пластов в открытом стволе или в обсаженной скважине.
Материалы ГИС служат основным источником информации для определения объемным методом запасов нефти и газа категорий А, В, С1 и С2 по результатам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Эти материалы используются для литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов пробуренных скважин, выделения в разрезе каждой скважины коллекторов, определения положений газонефтяного (ГНК), водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контактов между пластовыми флюидами и определения подсчетных параметров продуктивных коллекторов: hэф, hэф.н, hэф.г, Кп, Кн, Кг.
Выделение коллекторов, определение эффективных нефте- и газонасыщенных толщин
Коллекторы условно разделяются на простые и сложные.
Простыми считаются коллекторы с межзерновым типом пор, сложенные преимущественно одним породообразующим минералом и содержащие один тип подвижного флюида (нефть, газ или воду).
К сложным относятся коллекторы, обладающие сложным минералогическим составом породообразующих веществ, сложной структурой порового пространства (трещинные, каверновые и смешанные порово-трещинные, порово-каверновые и порово-трещинно-каверновые), многофазной насыщенностью в пределах одного пласта.
Эффективные толщины, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности определяются по геофизическим материалам с учетом разрешающей способности отдельных методов ГИС,
Результаты ГИС — основной метод выделения коллекторов в разрезе. К коллекторам относят пласты, для которых по данным ГИС значения пористости и проницаемости выше граничных, установленных для коллекторов этого типа раздельно для нефте-, газо- и водонасыщенных.
Граничные значения количественных критериев должны быть подтверждены результатами опробовании и испытаний пластов.
Определение эффективных толщин нефте- (hэф.н) и газонасыщенных (hэф.г) пластов включает выделение коллекторов, оценку характера их насыщенности и положений контактов между пластовыми флюидами.
С целью выделения коллекторов для каждого объекта (залежи, месторождения) на основе анализа имеющихся материалов ГИС, результатов исследований керна, опробовании и испытаний пластов устанавливается комплекс прямых и косвенных признаков или количественных критериев выделения проницаемых интервалов, проявляющихся в конкретных для этого объекта геолого-технических условиях разбуривания.
Прямым качественным признаком движения флюидов, устанавливаемым в процессе разведки, является проникновение фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, регистрируемое по данным стандартных и специальных методик выполнения ГИС, а также по результатам специальных исследований керна.
В поровых терригенных и карбонатных коллекторах признаками проникновения фильтрата по данным ГИС являются:
- сужение диаметра скважин, зафиксированное на кривой кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки;
- радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований при использовании методов микрокаротажа (МК) с условием, что сопротивления, измеренные зондами, превышают не более чем в 5 раз удельное сопротивление (ρс) ПЖ, бокового каротажного зондирования (БКЗ), комплекса бокового (БК) и бокового микрокаротажа (БМК);
- изменение показаний электрических (ЭК) и радиоактивных (РК) видов исследований, выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформирование зоны проникновения.
В коллекторах со сложной структурой порового пространства прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам. К ним относятся изменения показаний электрических видов каротажа, преимущественно БК и БМК, фиксирующих формирование зоны проникновения:
- при повторных измерениях во времени при сохранении свойств ПЖ в стволе скважины;
- при измерениях на ПЖ с различной минерализацией (методика двух ПЖ);
- при направленном воздействии на пласты путем создания дополнительной репрессии (методика каротаж-репрессия-каротаж) или депрессии (каротаж-испытание-каротаж).
В обсаженных скважинах прямые качественные признаки устанавливаются при повторных измерениях стационарными и импульсными видами нейтронного каротажа (НК), свидетельствующими о расформировании во времени зоны проникновения.
Косвенные качественные признаки коллекторов характеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:
аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательные, если удельное сопротивление ПЖ больше сопротивления пластовой воды и гидростатическое давление, превышает пластовое, и положительные при их обратном соотношении):
низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК);
показания ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), превышающие фоновые;
затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже (АК).
С использованием количественных критериев коллекторы в скважинах, пробуренных на ПЖ любого состава, выделяются в случае превышения значений пористости и проницаемости над граничными значениями Кп.гр и Кпр.гр, установленными для коллекторов этого типа раздельно для нефте-, газо- и водонасышенных разностей. Измеренные значения геофизических характеристик будут в этом случае большими (άпс.гр, Δt, W) или меньшими (δ, ΔIγ ) соответствующих граничных άпс.гр, Δtгр, δ гр,Wгр, ΔIγ гр.
Граничные значения фильтрационно-емкостных и (или) геофизических характеристик определяются статистически по результатам:
- петрофизических исследований образцов керна;
- опробований и испытаний, в том числе приборами на кабеле, интервалов с однозначными геофизическими характеристиками;
- установления проникновения фильтрата ПЖ по данным стандартных и специальных ГИС.
Граничные значения количественных критериев должны быть подтверждены результатами опробований и испытаний пластов.
В случае получения противоречивых результатов особое внимание обращается на качество крепления скважин и совершенство вскрытия пласта.
Выделение коллекторов в зависимости от геолого-технических условий проведения ГИС и наличия на полученных материалах прямых признаков проникновения реализуется двумя способами.
В скважинах, проникновение ПЖ в которых устанавливается по материалам ГИС, выполненных по обычной технологии, прямые качественные признаки являются достаточными для выделения коллекторов при подтверждении их данными испытаний.
Если проникновение устанавливается только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам в отдельных скважинах, выделение коллекторов в остальных скважинах на месторождении производится с использованием количественных критериев.
Эффективная толщина нефте- или газонасыщенного коллектора определяется как приведенная к вертикальной скважине разность между общей толщиной коллектора и суммарной толщиной уплотненных прослоев-неколлекторов.