Нефтегазовая терминология 2 страница

Статистический метод - заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельно допустимого дебита. По кривым графическим либо расчетным путем определяют извлекаемые запасы залежи. Статистический метод применяется лишь для уточнения запасов на поздних стадиях разработки месторождений.

Метод материального баланса - основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления при разработке. Изменения физических параметров залежи измеряются в процессе разработки и используются при подсчете запасов нефти по уравнениям материального баланса. Для применения метода необходимо иметь детальную информацию о пластовых давлениях в разных частях залежи на дату подсчета (карту изобар). Уравнения материального баланса строятся на одном из двух положений: 1) о сохранении объема (массы) флюида - сумма объемов (или масс) добытых и оставшихся в залежи УВ постоянна; 2) о постоянстве объема пор, первоначально занятых УВ, - все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются в пределах того объема пор, который был занят УВ до начала эксплуатации.

Для первого случая

для второго случая

где Q₀ - балансовый (начальный) запас нефти (об. ед.) при стандартных условиях;
Q_н - накопленная добыча нефти (об. ед.) на дату составления уравнения баланса;
r_p, r₀ - число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти соответственно при ср. пластовом давлении р (на дату составления уравнения баланса) и при ср. начальном пластовом давлении р₀;
6₀ - объемный коэффициент пластовой нефти (однофазной) на начало разработки;
b₁ - объемный коэффициент двухфазной пластовой смеси нефти и газа;
V_P, V₀- объемный коэффициент пластового газа соответственно при давлении р на дату расчета и при давлении р₀;
r_р -средний газовый фактор за период добычи Q_Н объемов нефти;
δ - отношение объема пласта, содержащего газ в газовой шапке (в пластовых условиях), к объему пласта, содержащего нефть с растворенным в ней газом (в пластовых условиях);
W - количество вошедшей в пласт воды (об. ед.) за период падения давления от р_о до р;
g₁ - количество воды, добытой (об. ед.) за период падения давления от p_о до р;
ω - объем закачанного в пласт газа (в пластовых условиях), м3;
W₁ - объем закачанной в пласт воды, м3.

Методы увеличения притока жидкости из скважины - комплекс мероприятий, направленных на увеличение проницаемости пласта-коллектора в призабойной зоне скважины.

Кислотная обработка пласта (КОП) - закачка в призабойную зону карбонатных и терригенных с карбонатным цементом коллекторов растворов соляной кислоты (с добавками различных химических реагентов). Кислота, попадая в пласт, растворяет карбонатный скелет или цемент породы и увеличивает ее проницаемость. Эффективность метода зависит от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и от ее концентрации. Для пластов с очень низкой проницаемостью при высоком содержании доломитов в пласт закачивают нагретую кислоту (термокислотная обработка). Эффект КОП непродолжителен. Метод противопоказан для пород с повышенным содержанием глинистого материала (глинистые частицы разбухают под действием кислоты), в этом случае в раствор соляной кислоты добавляют до 3% плавиковой кислоты, которая растворяет глинистые частицы.

Гидроразрыв пласта (ГРП) - закачка в пласт жидкости под давлением, иногда близким к геостатическому, в результате чего увеличиваются раскрытость и протяженность естественных трещин и возникают новые. Обычно закачивают жидкости разного состава и вязкости с песком, зерна которого расклинивают трещины. ГРП применяется для уплотненных терригенных и карбонатных пород (часто в комплексе с кислотной обработкой).

Обработка пласта ПАВ - закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижающих поверхностное натяжение на разделе нефть - вода и уменьшающих возможность образования стойких водо-нефтяных эмульсий.

Термический метод обработки пласта - тепловое воздействие на призабойную зону либо нагревателями (электрическими, водоциркуляционными), либо паром. В результате повышения температуры значительно снижается вязкость пластовых нефтей, уменьшается их поверхностное натяжение, растворяются твердые компоненты (парафины, смолы и др.).

Кроме того, для увеличения притока используются перфорация повторная и гидропескоструйная, торпедирование и т. д.

Методы возбуждения притока в скважину - приток жидкости (газа) в ствол скважины во всех случаях вызывается путем снижения в нем давления, что достигается: 1) заменой промывочной жидкости чистой (технической) водой, реже нефтью; 2) снижением уровня жидкости в стволе различными способами. Допустимое понижение уровня (давления) определяется техническим состоянием ствола скважины, устойчивостью вскрытых пород (их сцементированностью, трещиноватостью, пластичностью) и обычно не превышает 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого пласта. При отсутствии притока или при его незначительной величине проводят дополнительную промывку забоя водой, осуществляют кислотную обработку вскрытых пород, гидроразрыв, повторную перфорацию обсадной колонны или торпедирование.

Методы геофизические контроля технического состояния скважины - составляют значительную и важную часть исследований, проводимых в бурящихся и добывающих скважинах. К этим методам относятся: термометрия - измерение температуры по стволу скважины; инклинометрия - измерение зенитного угла и азимута наклона скважины; кавернометрия - измерение ср. диаметра скважины; профилеметрия - измерение размера и определение формы поперечного сечения скважины. Широко используются методы контроля качества цементирования скважины, которые позволяют определять высоту подъема цемента в затрубном пространстве и оценивать качество сцепления цемента с обсадной колонной и горными породами.

Применяются и др. методы, позволяющие контролировать состояние обсадной колонны, выявлять в ней дефекты и повреждения, определять местоположение соединительных муфт, оценивать качество перфорации, находить место прихвата бурильной колонны и т. п. В ряде случаев для контроля технического состояния скважины привлекаются методы каротажа, которые в благоприятных условиях дают возможность оценивать пластовые давления, выделять поглощающие или отдающие интервалы в разрезе скважины и т. д. В свою очередь результаты методов контроля используются при комплексной интерпретации каротажных материалов.

Методы геофизические опробования пластов - вызов притока пластового флюида с помощью специальных аппаратов, спускаемых в скважину на каротажном кабеле или бурильных трубах, с целью определения характера насыщения испытуемого интервала. Опробователи на кабеле снабжены управляемой с земной поверхности гидравлической системой, герметически прижимающей пробоотборник к стенке скважины, а также баллонами, в которые благодаря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из прискважинной зоны пласта. Отобранная проба анализируется в лаборатории на компонентный химический состав, что позволяет сделать заключение о характере насыщения пласта.

Испытатели на трубах позволяют получать больше информации, так как они дают возможность создавать большую депрессию на пласт. Эти испытатели снабжены глубинными манометром и термометром. Испытатель устанавливается в выбранном интервале, который при помощи пакерующего устройства изолируется от верхней части разреза скважины (либо от верхней и нижней - при двухпакерной системе). Кроме определения характера насыщения испытатель позволяет оценивать пластовое давление, ср. эффективную проницаемость, дебит притока и т. п.

Методы изучения коллекторских свойств горных пород - предназначены для определения важнейших параметров пород-коллекторов. Выделяются три основных класса методов: лабораторные, гидродинамические и промыслово-геофизические. Важнейшие из них перечислены в табл. Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов. Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водо-нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки. Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются па первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помощью данные должны носить массовый характер с последующей статистической обработкой результатов для получения усредненных значений по всему рассматриваемому участку разреза.

В отличие от лабораторных, гидродинамические методы автоматически усредняют исследуемые параметры по всей призабойной зоне скважины. Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насыщающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости пород, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторождений на этапах их разведки и составления проекта разработки. Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и для определения границ изучаемых горизонтов.

Метод установившихся отборов - метод исследования скважин на притоке, основанный на наблюдениях за несколькими практически установившимися режимами работы скважины. При каждом режиме работы замеряют дебит скважины и динамическое забойное давление в ней. Результаты исследования быстро дают возможность построить индикаторную диаграмму для данной скважины.

Методы интенсификации добычи нефти - комплекс мероприятий, имеющих целью, с одной стороны, сокращение сроков разработки и эксплуатации нефтяных залежей и, с другой, наиболее полное извлечение нефти из пластов (достижение максимального коэффициента отдачи). М.и.д.н. подразделяются на две группы: 1) методы поддержания давления, имеющие целью наиболее активный и полный отбор нефти из нефтесодержащих пластов (коллекторов), и 2) вторичные методы, направленные на извлечение дополнительных количеств нефти из залежей, пластовая энергия в которых истощена или близка к истощению в результате первичной стадии их эксплуатации. Несколько особняком стоит группа методов интенсификации притока нефти и газа к скважинам, направленных к увеличению проницаемости призабойной зоны скважин при помощи кислотной обработки, термохимической обработки или торпедной перфорации призабойной зоны пласта.

МИКОН - устаревшая модель электронного эхолот-динамографа. В настоящее время заменяется усовершенствованной моделью ГЕОСТАР-111.ЭДР (эхолот-динамограф-расходомер) производства предприятия ООО "СТК ГЕОСТАР".

Миграция газа - различные виды передвижения и перемещения газа в толще горных пород. Известны такие виды миграции газа, как его проникновение (фильтрация) через пористые горные породы под действием перепада давления, движение газа по трещинам в толще пород, диффузия газа в воде, нефти, в породах, поры которые заполнены этими жидкостями, а также в глинах, насыщенных водой.

Известны и такие виды М.г. как его перемещение под действием давления из уплотняющихся пластов в пласты, слабо уплотняющиеся, перемещение растворенного в нефти (или в воде) газа вместе с нефтью (или с водой), двухмерная миграция газа по поверхностям кристаллов или частиц горных пород и др.

Миграция нефти - различные виды перемещения и передвижения нефти в толще горных пород. Различают, в первую очередь, первичное перемещение (миграцию) нефти из нефтематеринских (нефтепроизводящих), преимущественно пелитовых пород в различные пористые и проницаемые породы - коллекторы: пески, песчаники, известняки, залегающие в той же нефтематеринской свите. Не решенным до конца вопросом является то физико - химическое состояние, в котором находится мигрирующее вещество - или в виде уже образовавшейся нефти и газа, или в стадии незаконченного преобразования исходного органического вещества в нефтяные углеводороды. Первичная М.н. и газа из нефтематеринских пород в породы - коллекторы происходит вследствие последовательного уплотнения различного вида органогенных илов в процессе их диагенеза и превращения в глины, мергели и т. п., а также в последующее время в стадии катагенеза и давления, развиваемого в результате тектонических преобразований.

Второй основной вид передвижения нефти включает: 1) М.н. в пределах нефтеносного пласта - коллектора и 2) М.н. из одного нефтяного пласта в другой (или другие).

Передвижение нефти в пределах пласта - коллектора носит название боковой миграции (латеральной, внутрипластовой, внутрирезервуарной). Передвижение нефти из одного пласта в другой через толщу пород па называется вертикальной миграцией (межпластовой, внерезервуарной). Боковая М.и. и газа происходит, согласно гравитационной теории, главным образом, вследствие стремления нефтяных углеводородов занять, соответственно их удельному весу, повышенные участки в пределах пласта - коллектора. Вертикальная миграция происходит, главным образом, по трещинам, сбросам и взбросам, являющимся естественными путями, связывающими различные проницаемые пласты - коллекторы в толще горных пород.

Гораздо меньшую роль в качестве факторов, вызывающих М.н. и газа, играют капиллярные силы и явление диффузии.

Нефтематеринская (нефтепроизводящая) порода - порода, содержащая в составе присутствующего в ней органического вещества углеводороды и другие компоненты нефти в рассеянном состоянии (микронефть) и способная при наступлении соответствующей обстановки отдавать их породам - коллекторам. Согласно распространённой точке зрения, наиболее типичными Н.п. являются глины, содержащие рассеянное органическое, вещество, чаще всего в количестве не ниже кларкового (кларк Сорг для осадочных пород равен примерно 1%, а для глин-1,4%). Глины, по сравнению с другими осадочными породами, пользуются, во-первых, наибольшим распространением в земной коре, во-вторых, обладают большой способностью уплотняться. Первое объясняет региональность нефтеносности, второе - неизбежность миграции микронефти в зоны пониженного давления - в поры песчаников, известняков и других коллекторов, а также в зоны трещиноватости.

Н.п. благодаря присутствию органического вещества формировались в восстановительной обстановке, в условиях сидеритовой или сульфидной геохимической фации (в стадию диагенеза) и поэтому содержат соответствующие аутигенные минералы (пирит, сидерит, анкерит и др.).

Не исключена возможность, что Н.п. могут быть и первично-пористые доломиты и некоторые алевролиты, содержащие микронефть и обладающие в то же время коллекторскими свойствами.

Нефтематеринская, или нефтепроизводящая, свита (формации) - толща осадочных горных пород с большим содержанием органического вещества, являющегося исходным материалом для нефти, в дальнейшем мигрировавшей отсюда и скопившейся в покрывающих (иногда и подстилающих) пористых или трещиноватых горных породах - коллекторах. Такие породы становятся нефтеносными, образуются залежи нефти. При боковой миграции скопление нефти происходит в том же стратиграфическом комплексе, при условии перехода плотных битуминозных пород в пористые, кавернозные и трещиноватые породы. В других случаях рассеянная нефть и особенно газы могут переместиться из Н.с. не только в коллекторы смежных толщ, но даже и в пористо проницаемые зоны в метаморфических и магматических породах, образовав там вторичные скопления нефти. Примерами Н.с. могут служить: майкопская свита третичного возраста на Сев. Кавказе, доманиковая толща верхнего девона в Урало-Тиманской области и др.

Нефтематеринские фации - термин, имеющий двоякий смысл: 1) Н.ф. как геолого - географические обстановки, благоприятные для накопления нефтематеринских осадков, и 2) Н.ф. как разновидности пород, являющиеся нефтематеринскими.

При широком понимании нефтематеринских осадков к ним может быть отнесён достаточно большой комплекс различных глинистых, алевритовых и ряда карбонатных илов, содержащих примесь органического вещества, в том числе и нефтяные углеводороды в дисперсном состоянии. Такие осадки формируются в средиземных морях, напр. типа Черного моря, в больших заливах, типа Мексиканского, в относительно мелководных бассейнах, независимо от их солёности, но при наличии достаточно развитого планктона в лагунах и т. д. Считают, что для Н.ф. характерен процесс сероводородного заражения. Для познания генезиса нефти производятся обширные исследования современных аналогов Н.ф.

Нефтенасыщенность пласта - количество имеющейся в пласте нефти по отношению к суммарному объему пор, каверн и трещин в нефтесодержащей породе. В естественных условиях нефть насыщает небольшую часть пор, причем более крупные. Мелкие же поры, вследствие действия сил поверхностного натяжения, заняты водой. Чем больше мелких пор, тем больше в пласте "погребённой" воды. В некоторых пластах количество этой воды бывает довольно значительным - до 40%. "Погребенная" вода в процессе эксплуатации залежи обычно себя не проявляет, и скважины дают безводную нефть.

При наличии в нефтяном пласте подошвенной воды дополнительно проявляется действие капиллярного подъема воды, при котором вода захватывает и более крупные поры. Высота капиллярного подъёма воды тем больше, чем меньше диаметр поровых каналов. Поэтому у контакта вода - нефть вода вытесняет нефть из крупных и мелких пор, а выше только из мелких пор. Образующаяся выше контакта вода - нефть переходная нефти - водяная зона достигает иногда мощности в 2-3м, причем содержание воды в ней постоянно уменьшается кверху.

При понижении давления ниже давления насыщения нефти газом, последний начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти ("окклюдированное" состояние газа), а при наличии хорошей проницаемости коллекторов и достаточного угла наклона пластов выделившийся свободный газ устремляется в повышенную часть залежи, образуя там "газовую шапку". Наличие свободного газа уменьшает нефтенасыщенность пласта.

Нефтеносная свита - принадлежащий какому - либо одному стратиграфическому подразделению комплекс отложений, среди которых некоторые пласты или линзы содержат нефть. Если нефть предположительно образовалась в нефтематеринских породах той же свиты, к которой принадлежат и содержащие залежь породы-коллекторы, то ее наз. первично нефтеносной, если же нефть скопилась в данной свите после вертикальной миграции, такую свиту наз. вторично нефтеносной.

Нефтеносности признаки - К числу Н. п., кроме непосредственного выделения жидкой нефти, относятся: 1) пропитанность пород нефтью; 2) отложения твердых битумов (асфальта, озокерита); 3) выделение горючего газа; 4) наличие грязевых вулканов; 5) нефтяной или битуминозный запах, издаваемый породой, иногда лишь после сильного нагревания ее; 6) окрашивание бензиновой или бензоловой вытяжки определяемой породы. Н. п. указывают на возможное наличие нефти в рассматриваемых породах данного района.

Нефтеносные породы - горные породы, пропитанные нефтью. Обычно нефть пропитывает хорошо пористые породы - пески, песчаники, ноздреватые известняки и др. создавая из таких пород промышленно-нефтеносные горизонты, подлежащие разработке. Нефтеносными породами бывают также глины и т. п. плотные породы, но нефть в них рассеяна и немного сосредоточена лишь в изломах и измятых частях.

Нефтеносный район - совокупность нескольких смежных генетически связанных между собой структур с признаками нефти или совокупность однотипных нефтяных месторождений с аналогичными нефтеносными свитами. Пример: Краснокамско - Полазненский район, состоящий из трех обширных антиклинальных поднятий в Пермской области.

Нефть - маслянистая жидкость, обычно бурого до почти черного, реже буро - красного до светло-оранжевого цвета, обладающая специфическим запахом. Представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью (обычно незначительной) сернистых, азотистых и кислородных соединений. Уд. вес редко ниже 0,7 и выше 1, колеблясь обычно в пределах 0,82-0,89. Низкий уд. вес нефтей (легкие нефти) может быть обусловлен как химическим их характером - преимущественным содержанием метановых углеводородов, так и фракционным составом - высоким содержанием бензина. Тяжелые нефти обязаны своим высоким уд. весом повышенному содержанию асфальтово-смолистых веществ, преобладанию в строении углеводородов циклических структур и низкому содержанию легко кипящих фракций (начальная температура кипения иногда бывает выше 200).

Содержание серы в нефтях обычно ниже 1%, но иногда достигает 5 - 5,5%. Количество парафина колеблется от следов до 10% и выше. Нефти с высоким содержанием парафина отличаются повышенными температурами замерзания (выше 0 и до+20), нефти с низким содержанием парафина застывают при температурах иногда ниже -20. Содержание асфальтово-смолистых компонентов и вязкость тяжёлых нефтей, как правило, выше, чем у нефтей легких.

Нефтяной пласт - пласт горной породы, в той или иной степени пропитанный нефтью. Нефтяные природные газы - газы, состоящие из смеси газообразных углеводородов парафинового ряда (СnН2n+2): метана СН4 (иногда до 99%), этана С2Н6, пропана С3Н8 бутана С4Н10, с примесью азота, углекислоты, сероводорода и паров бензина.

Различают сухой газ - с преобладанием метана - и жирный газ - с повышенным содержанием тяжелых углеводородов.

Нефтеотдача - степень полноты извлечения нефти.

Объёмный коэффициент пластовой нефти - показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменении условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа. Напр., О. к. п. н. = 1,32 означает, что в пластовых условиях нефть с растворенным в ней газом имеет увеличенный объем на 32% по сравнению с объемом дегазированной нефти.

О. К. п. н. применяется при подсчетах запасов нефти объемным методом и методом и материальных балансов. Аналогичный объемный коэффициент пластового газа применяется в формулах материальных балансов и означает уменьшение объема газа в газоносных пластах, газовой шапке и газовой фазе газо-нефтяной зоны пласта по сравнению с объёмом поверхности.

Оконтуривание нефтяного месторождения - производственный процесс, начинающийся с оконтуривания структуры, к которой приурочено данное месторождение. Оконтуривание структуры производится по выдержанному на разведываемой площади стратиграфическому горизонту с помощью детальной геологической съемки, обычно с применением горных работ, в том числе и неглубокого механического бурения. Детальной геологической съемке нередко предшествуют (или производятся одновременно) детальные геофизические работы, затем переходят к глубокому разведочному бурению, на основе которого производят первое схематическое О.н.м. Точное О.н.м. возможно лишь после проведения достаточного количества разведочных скважин. При многопластовом месторождении для каждого нефтяного пласта будут свои контуры нефтеносности, в плане обычно не совпадающие друг с другом. Внешний контур, охватывающий границы нефтеносности всех пластов, и будет контуром нефтеносности месторождения в целом.

Оконтуривающие разведочные скважины - разведочные скважины, проводимые специально на определенный промышленно - нефтеносный пласт с целью подготовки его к промышленной разработке. Бурением О. р. с. должны быть выяснены детали геологического строения пласта, уточнено местоположение тектонических нарушений, разведаны контуры нефтеносности, доказано наличие или отсутствие газовой шапки, установлены величина, степень однородности физических параметром пласта, выделены аномальные поля, изучен хим. состав и напор краевых вод, уточнены продуктивность скважин и режим пласта.

Опорные скважины - глубокие скважины, проводимые и р-нах, не изученных бурением, и имеющие своей задачей изучение геологического строения недр в целях определении направления поисково-разведочных работ для подготовки резервных запасов нефти и газа. Закладываются как в платформенных, так и в геосинклинальных областях с целью изучения закономерностей пространственного распределения нефте - газоносных фации, определяющих условия распространения нефтяных и газовых залежей в пределах структур I и II порядка.

Опорный (маркирующий) горизонт - пласт (или комплекс пропластков), обладающий каким - либо характерными постоянными признаками и имеющий более или менее широкое распространение, а потому могущий служить опорой при структурных построениях.

Оптимальный дебит скважины - максимально возможный дебит скважины, обеспечивающий как безаварийную работу её, так и рациональную разработку залежи в целом. Оптимальный технологический режим скважин - работа скважины при таком дебите, который может быть получен при максимальном снижении забойного давления в данной скважине без ущерба для залежи и скважины.

Осадочные породы - горные породы, являющиеся продуктами разрушения любых горных пород, жизнедеятельности организмов и выпадения из водной или воздушной среды минеральных частиц и последующего их уплотнения и изменения - во всех случаях при давлении и температуре, свойственных поверхностным частям земной коры. Осадочные породы можно подразделить (по М.С.Шевцову) таким образом:

1) Обломочные или кластические породы - продукты физического разрушения первичных пород (щебень, галечники, конгломераты, пески, песчаники, алевриты и т. п.); состоят из кремнезема с разнообразными примесями;

2) глинистые породы - продукты хим. разрушения и мельчайшего раздробления первичных пород; по составу - главным образом алюмосиликаты;

3) химические и биохимические породы образуются в результате хим. процессов или жизнедеятельности организмов. Делятся на: а) глиноземистые, железистые, марганцевые породы; б) карбонатные породы; в) кремнистые породы; г) сульфатные породы; д) галоиды; е) фосфаты; ж) углистые и битуминозные породы.

Однако можно дать и иное определение осадочных пород и их подразделение на основные группы. Осадочные породы представляют минеральные скопления, формирующиеся при участии экзогенных и эндогенных сил в термодинамической обстановке поверхностных частей литосферы чисто физико - химически или при участии жизнедеятельности организмов (Г. И. Теодорович). По способу выделения основной массы материала различаются три группы осадочных пород: I - механические или обломочные; II - биохимические; III - сложные.

К обломочным породам I относятся конгломераты, пески и алевриты, дресва и гравий, щебень, и галечники, пелиты и т. п. отложения; эта группа подразделяется прежде всего по величине обломочных частей, а более крупнообломочные породы - и по степени окатанности составляющих их обломков.

К биохим. породам II принадлежат карбонатные и кремнистые породы, самосадочные соли, аутигенные алюмосиликатные образования, а также глиноземистые, железистые, марганцевые, фосфатные и углисто-битуминозные осадочные образования; биохим. породы делятся на три подгруппы: а) чисто химические; б) биогенные (явно или открыто); в) био- и хемогенные.

К сложным или полигенным породам III относятся конгломераты и брекчии, гравелиты, песчаники, алевролиты, песчанистые известняки и т. п.; они делятся на две основные подгруппы: а) с преобладанием обломочного материала и б) с преобладанием биохим. материала.

Освоение скважин - комплекс работ, проводимых в скважинах по окончании их бурения с целью получения нефти и газа в промышленных количествах или осуществления закачки рабочего агента (для нагнетательных скважин): герметизация устья скважины, спуск подземного оборудования, установка надземного оборудования, вызов притока жидкости (газа) из пласта, за которыми в некоторых случаях следуют мероприятия по интенсификации притока (обработка соляной кислотой, торпедирование). В нагнетательных скважинах после вызова притока из пласта следует опытная закачка рабочего агента. Во многих случаях нагнетательные скважины не принимают накачиваемую воду и, чтобы добиться закачки воды в требуемых объемах, приходится осуществлять дополнительный комплекс работ по приведению ствола и забоя скважин в особо чистое состояние и по улучшению проницаемости пласта: вызов усиленного притока жидкости, термокислотные обработки призабойной зоны пласта, увеличение плотности перфорации, торпедная перфорация, торпедирование, гидроразрыв пласта и т. п. Этот комплекс работ является весьма сложным и продолжительным, вследствие чего термин "освоение нагнетательных скважин" обычно связывается с описанным дополнительным комплексом работ.

Дата добавления: 2015-06-04