13.11. Витіснення нафти
ІЗ ЗАСТОСУВАННЯМ ЯДЕРНОГО ВИБУХУ
Наприкінці 1970-х років була висунута пропозиція застосовувати вибух ядерних зарядів для вторинної розробки нафтогазових родовищ.
Технологія проведення підземного ядерного вибуху загалом така. Бурять зарядну свердловину. У неї на задану глибину спускають підвішений на броньованому кабелі-канаті контейнер із ядерним зарядом. Щоби поліпшити використання енергії вибуху, проводять ізоляцію нафтогазового пласта в свердловині ретельною герметизацією свердловини, потім здійснюють детонацію заряду.
У зоні ядерного вибуху початкова температура в момент вибуху перевищує 10 мільйонів градусів, а тиск сягає мільярда атмосфер. Потужний фронт ударної хвилі рухається по пласту радіально — від центра вибуху. Відбуваються випаровування, плавлення, дроблення, зсув і розтріскування
навколишньої породи. У зоні випару порід формується сферична порожнина, що розширюється доти, доки тиск газів у ній не зрівноважиться гірським тиском навколишніх порід.
У результаті проведення ядерних вибухів у будь-яких гірських породах (крім соляних відкладів) утворюється труба оплавлення (рис. 13.6). Розмір її залежить від потужності ядерного заряду, глибини його закладення і типу порід.
Проникність середовища у зазначеній трубі істотно збільшується порівняно з природною проникністю продуктивного колектору, а в зоні поширення тріщин вона зростає в десятки і сотні разів. Унаслідок цього нафта (або газ) зі швидкістю, що багаторазово перевищує швидкість фільтрації до проведення ядерного вибуху, надходить із пласта в трубу оплавлення, що відіграє роль значно збільшеного стовбура свердловини. Нафта тут акумулюється, і видобуток її, по суті, є добором із сховища.
Підземні ядерні вибухи були проведені в США і на двох родовищах в Росії (на Передкавказзі і в Тімано-Печорській нафтогазоносній області).
На одному з російських родовищ підірвали три ядерні заряди загальною потужністю близько 13 кт на глибині 1350 м у тій частині покладу, що містила найбільшу кількість залишкової нафти. Після вибухів було встановлено, що зона поширення тріщин знаходилася в радіусі 300—400 м від зарядної свердловини, а одиничні тріщини відзначені на відстані до 800 м. У результаті ядерних вибухів зросла продуктивність 20 прилеглих видобувних свердловин і сумарний відбір нафти з покладу збільшився більш ніж на одну третину.
Іншим об'єктом ядерного стимулювання було родовище, де нафтовий пласт складається з вапняків і доломітів, що характеризуються нерівномір-
ФУНКЦІЇ ГЕОЛОГІЧНОЇ СЛУЖБИ
НА НАФТОПРОМИСЛАХ
- 0.0. Орлов, m.I. Свдощук, в.Г. Омельченко о.М. Трубенко, m.I. Чорний нафто-газопромислова
- Підручник
- 1Стор1я формування нафтогазопромислово1 геолог! I
- 1.1. Проблеми, повязан1
- 3 Нафтогазопромисловою геолопсю
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловот геолопк
- 1.2. Св1товий видобуток нафти I газу
- 1.3. 1Стор1я геолопчних досл1дженб
- 12 Нафтогазопромислова геолопя
- 1.4. Динамка видобутку нафти I газу в украун1
- 1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт
- 2.1. Категорії свердловин
- 2.2. Геолого-технічний наряд на буріння свердловини
- 2.3. Вибір інтервалу відбору керна
- 2.4. Конструкція свердловини
- 2.5. Планування буріння свердловин
- 2.5.1. Перспективне планування
- 3.1. Відбір і вивчення керна
- 3.1.1. Бокові ґрунтоноси
- 3.1.2. Збереження керна
- 3.1.3. Опис керна, побудова кернограми
- 3.2. Відбір і вивчення шламу
- 3.2.1. Особливості відбору, методика опису і збереження шламу
- 3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі
- 3.2.4. Визначення тектонічних порушень насувного типу
- 3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном
- 3.3. Інші геологічні спостереження
- 3.3.1. Відбір проб нафти, газу та води
- 3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
- 3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
- 3.4.1. П'єзометричні свердловини
- 3.4.2. Контрольні свердловини
- 3.4.3. Нагнітальні свердловини
- 3.5. Геологічний контроль
- 3.6. Ускладнення
- 3.7. Геологічна документація
- 3.8. Геологічні методи вивчення розрізів свердловин у лабораторних умовах
- 3.8.1. Гранулометричний аналіз
- 3.8.2. Мінералогічний аналіз
- 3.8.3. Мікрофауністичніш аналіз
- 3.8.4. Спорово-пилковий аналіз
- 3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
- 3.8.6. Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз
- 3.8.7. Вивчення маркувальних горизонтів
- 3.8.8. Визначення пористості
- 3.8.9. Визначення проникності гірських порід
- 3.8.12. Визначення тиску насичення
- 3.8.13. Суть визначення співвідношень р—V— т пластових нафт
- 3.8.14. Визначення в'язкості пластової нафти
- 3.8.15. Поняття про складання рекомбінованоі проби нафти
- 4.1. Методи кореляції розрізів свердловин
- 4.1.1. Загальна кореляція
- 4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
- 4.1.3. Складання кореляційних схем
- 4.1.4. Складання
- 4.1.5. Регіональна кореляція
- 4.2. Складання геологічних профілів
- 4.2.1. Побудова геологічних профілів
- 4.3. Побудова структурних карт
- 4.3.1. Метод трикутників
- 4.3.2. Метод профілів
- 4.3.3. Метод сходження
- 4.3.4. Порядок знесення точок свердловин на структурних картах на лінію профілю
- 4.3.5. Умови, які впливають на точність побудови структурної карти
- 4.3.6. Урахування викривлення свердловини під час побудови структурних карт
- 4.3.7. Побудова карти поверхні
- 4.3.8. Побудова карт ефективних та ефективних нафтонасичених (газонасичених) товщин
- 4.4. Побудова карт
- 4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
- 4.4.8. Зональні карти
- 5.2. Радіоактивні методи каротажу
- 5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
- 5.3.1. Каротаж мікрозондами
- 5.3.2. Боковий каротаж
- 5.3.3. Термокаротаж
- 5.3.4. Кавернометрія
- 5.3.5. Газовий каротаж
- 5.3.6. Механічний каротаж
- 5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
- 5.3.8. Акустичний каротаж
- 5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)
- 5.4. Інтерпретація даних гдс
- 5.4.1. Розчленування
- 5.5. Використання геофізичних даних стосовно викривлених і спрямованих свердловин за азимутами і кутами їх відхилення від вертикалі
- 6.1. Гранулометричний склад порід
- 6.2. Пористість порід
- 6.3. Проникність порід
- 6.4. Тріщинуватість порід
- 6.5. П'єзопровідність гірських порід
- 6.6. Гідропровідність гірських порід
- 6.7. Вплив термодинамічних умов
- 6.8. Про можливість
- 6.9. Класифікація колекторів
- 7.2.1. Класифікація нафт
- 7.3. Фізико-хімічні властивості газу
- 7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика
- 8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
- 8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу
- 8.1.2. Використання термометрії
- 8.2. Пластові тиски в земній корі 8.2.1. Загальні положення
- 8.2.3. Інші причини формування нгпт
- 8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)
- 8.2.5. Використання інформації
- 8.2.9. Використання інформації
- 9.1. Сили, які утримують нафту в пласті
- 9.2. Сили,
- 9.2.1. Напір води
- 9.2.2. Тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки)
- 9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу
- 9.2.4. Пружність рідини і породи
- 10.1. Розкриття горизонтів
- 10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин
- 10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою
- 10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
- 10.3.1. Застосування пар
- 10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти
- Розробка нафтових і газових родовищ
- 11.1.2. Система розробки знизу—вгору
- 11.1.3. Комбінована система розробки
- 11.1.4. Порядок виділення
- 11.2. Системи розробки
- 11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин
- 11.3. Особливості розробки
- 11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах
- 11.3.2. Поклади нафти
- 11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах
- 11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
- 11.3.5. Нафтові поклади
- 11.3.6. Нафтові облямівки
- 11.3.7. Газові поклади
- 11.3.8. Газоконденсатні поклади
- 11.3.9. Розташування видобувних свердловин у разі розробки покладів вв, пов'язаних із плікативно ускладненими структурами
- 11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів
- 12.1. Поняття про методи інтенсифікації та вторинні методи розробки
- 12.2. Методи інтенсифікації видобутку нафти і газу
- 12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах
- 12.1.4. Обробка привибійних зон свердловин твердити вибуховими речовинами
- 12.1.5. Інші види дії на пласт
- 13.1. Вибір об'єктів
- 13.2. Спостереження в процесі видобутку
- 13.4. Нагнітання газу
- 13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі
- 13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта
- 13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід
- 13.9. Застосування ультразвукових коливань
- 13.10. Витіснення нафти вуглекислим газом
- 13.11. Витіснення нафти
- 14.1. Організація геологічної служби на промислах
- 14.2. Геологічний контроль
- 14.4.2. Методи підрахунку запасів нафти
- 14.5. Охорона надр
- 14.5.1. Буріння свердловин
- 14.5.2. Випробування свердловин
- 14.5.3. Експлуатація нафтових і газових родовиш