геофизика / лекция / геофизика
1.2. Нефтегазоносность
Основные разведанные запасы нефти и газа на месторождениях Западно-Сибирской плиты содержатся в отложениях мелового и юрского возраста. Палеозойский продуктивный комплекс изучен слабо, его нефтеносность доказана в пределах Нюрольской впадины и Межовского свода и газоносность – на севере (Новопортовское месторождение).
Содержание
- Удк 550.830
- 1.Геолого-геофизические и технические условия нефтегазовых месторождений и перспективных отложений
- 1.1. Литолого-минералогическая характеристика пород
- 1.2. Нефтегазоносность
- 1.3. Коллекторские и физические свойства нефтегазоносных пород
- 1.4. Термобарические условия
- 1.5. Минерализация пластовых вод
- 1.6. Технологические условия бурения скважин и проведения гис
- 2. Комплекс геофизических исследований скважин
- 2.1. Наборы методов гирс (геофизические исследования и работы в скважинах)
- Обязательный комплекс исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах
- 2.1.1. Задачи комплексных методов исследования скважин
- 2.1.2. Геофизические методы
- 2.1.3. Гидродинамические методы исследования скважин
- 2.1.4. Гидропрослушивание скважин
- 2.1.5. Геохимические методы исследований
- 2.1.5.1. Метод фотоколориметрии
- 2.1.5.2. Определение содержания микрокомпонентов металлов
- 2.2. Технология проведения гис
- 2.2.1. Основные, дополнительные и повторные гис, выполняемые по стандартным методикам
- 2.2.2. Геофизические исследования, выполняемые в скважинах, заполненных промывочными жидкостями
- 2.2.3. Метрологическая проверка аппаратуры
- 2.2.4. Контроль качества материалов гис
- 3. Гис в необсаженнОм (открытом) ствоЛе
- 3.1.Электрические методы
- 3.1.1. Удельное сопротивление пород
- 3.1.2. Базовые геоэлектрические модели и их типичные характеристики
- 3.1.3. Электрический каротаж
- 3.1.3.1. Измерение кажущегося удельного сопротивления обычными зондами
- 3.1.3.2. Кривые кажущегося удельного сопротивления против пластов ограниченной мощности
- 3.1.4. Боковое каротажное зондирование (бкз)
- 3.1.5 Кажущееся удельное сопротивление пласта неограниченной мощности. Палетки бкз.
- 3.1.6. Микрозондирование
- 3.1.7. Боковой каротаж
- 3.1.7.1. Основные зонды бокового каротажа
- 3.1.7.2. Боковой микрокаротаж
- 3.1.8. Индукционный метод
- 3.1.9. Викиз
- 3.1.9.1. Литологическое расчленение разреза
- 3.1.9.2. Выделение коллекторов и оценка типа насыщения
- 3.1.10. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации
- 3.1.10.1.Диффузионно-адсорбционные потенциалы
- 3.1.10.2. Фильтрационные потенциалы пс
- 3.1.10.3. Измерение потенциалов пс в скважинах
- 3.1.10.4. Обработка и интерпретация диаграмм сп
- 3.1.11. Метод потенциалов вызванной поляризации
- 4. Радиоактивный каротаж
- 4.1. Гамма-каротаж
- 4.2. Нейтронный каротаж (стационарные нейтронные методы)
- 4.2.1. Нейтронный гамма-каротаж (нгк)
- 4.2.2. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ннк-т) и надтепловым нейтронам (ннк-н)
- 5.Акустический каротаж
- 5.1. Акустический каротаж по скорости и затуханию
- 6. Другие виды исследования скважин
- 6.1. Метод естественного теплового поля
- 6.2. Метод искусственного теплового поля
- 6.3. Газовый каротаж
- 6.4. Механический каротаж
- 7. Интерпретация материалов гис
- 7.1. Оперативная интерпретация данных гис
- 7.2. Сводная интерпретация гис
- 7.3. Расчленение разреза
- 7.4. Выделение коллекторов и определение их эффективной толщины
- 7.5. Петрофизическое обеспечение методик интерпретации
- 7.6. Определение коэффициента пористости (Кп) коллекторов
- 7.7. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации
- 7.8. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа
- 7.9. Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
- 7.10. Определение коэффициента проницаемости коллекторов
- 7.11. Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов
- 7.12. Оценка насыщенности коллекторов
- 7.13. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности
- 7.14. Использование результатов гис
- 7.14.1. Подсчет запасов нефти и газа
- 7.14.2. Проектирование разработки
- 8. Контроль технического состояния скважин и процессов разработки нефтяных и газовых месторождений (обсаженного ствола)
- 8.1. Измерение искривления скважин (инклинометрия)
- 8.2. Определение диаметра скважин
- 8.3. Определение уровня цемента в затрубном пространстве и качества цементирования обсадных колонн
- 8.4 Гамма-гамма-каротаж
- 8.5 Акустический каротаж цементирования
- 8.6 Определение мест притока воды в скважину, зон поглощения и затрубного движения жидкости
- 8.7 Определение мест притока вод в скважину
- 8.8 Определение затрубной циркуляции вод
- 8.9 Контроль за гидравлическим разрывом пласта
- 8.10 Контроль технического состояния обсадных труб
- 9.Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений
- 9.1. Геофизические методы контроля
- 9.2. Нейтронные методы (иннк)
- 9.3. Методы состава и притока жидкости в стволе скважины
- 9.4. Влагометрия
- 9.5. Резистивиметрия
- 9.6. Плотнометрия
- 9.7. Термометрия
- 9.8. Шумометрия
- 9.9. Расходометрия
- 9.10. Гидродинамическая расходометрия (ргт)
- 9.11. Термокондуктивная расходометрия
- 9.12. Радиогеохимический метод
- 9.13. Индикаторные методы с закачкой различных трассеров
- 9.14. Метод радиоактивных изотопов
- 9.15 Нейтронные методы меченного вещества
- 9.16 Индикаторы радикального типа
- 10. Перфорация обсадных колонн и торпедирование. Отбор проб
- 10.1. Пулевая перфорация.
- 10.2. Кумулятивная перфорация
- 10.3. Гидропескоструйная перфорация
- 10.4. Торпедирование
- 10.5. Отбор образцов пород
- Список литературы
- Содержание