Технология бурения поисково-оценочных скважин и проведения геофизических исследований скважин
Характеристика назначения и принципа работы осушителя шлама, микропроцессорного карбонатомера, термовакуумного дегазатора. Описание сути люминисцентно-битуминологического анализа горной породы. Анализ геологического строения Кзылобинской площади.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | отчет по практике |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.01.2017 |
| Размер файла | 5,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Ввиду того, что Кзылобинская и Карасайская структуры подготовлены по отражающему горизонту “Б”, сопоставляемому с кровлей башкирского яруса, описание строения площади дается начиная с данного горизонта по данным сейсморазведочных работ 2Д Сагарчинской с/п № 09/2002-03 (Мигунова И.Н.) и паспорта на Кзылобинско-Карасайский объект.
Структурная карта по отражающему горизонту “Б” (графическое приложение В) характеризует поведение размытой поверхности отложений башкирского яруса. На карте в центре площади выделяется Карасайско-Кзылобинский объект, включающий Карасайскую и Кзылобинскую структуры. Наибольшие размеры имеет Кзылобинская структура, оконтуренная изогипсой минус 4950 м. Ее размеры - 11,5х3,4 км, амплитуда - 150 м, площадь - 26,5 кв. км.
Южнее Кзылобинской структуры расположена Карасайская структура небольших размеров (3,6х1,6 км, амплитуда - 50 м, площадь - 3,5 кв. км), оконтуренная также изогипсой минус 4950 м.
Обе структуры оконтуриваются полуизогипсой минус 4975 м.
На западе структуры контролируются флексурой амплитудой 500 м. На востоке флексурообразное погружение осложнено непротяженным нарушением субмеридионального простирания незначительной амплитуды с падением на восток.
Северное и южное погружения структур фиксируются на временных и глубинных разрезах профилей: 10101982-84, 02092002-03, западное и восточное - на профилях 24092002-03, 19092002 (рисунки 3.2.1-3.2.6).
На северо-западе площади прослеживается флексура, которая имеет свое продолжение на запад и северо-восток.
К юго-востоку от Карасайско-Кзылобинского объекта через узкий прогиб выделяется северное окончание выявленной по редкой сети профилей Северо-Акобинской структуры, оконтуренной изогипсой минус 5150 м.
Структурная карта по отражающему горизонту “А” (графическое приложение Б) характеризует строение площади по кровле артинского яруса нижней перми.
По поверхности артинских отложений на площади работ наблюдается унаследованность башкирского структурного плана. Центр площади занимают Карасайская и Кзылобинская структуры, но они не имеют общей оконтуривающей изогипсы.
Наибольшие размеры имеет Кзылобинская структура, оконтуренная изогипсой минус 4800 м, размеры структуры - 7,5х2,1 км, амплитуда - 50 м, площадь - 15,75 кв. км.
Карасайская структура, оконтуренная изогипсой минус 4900 м, располагается южнее Кзылобинской и имеет размеры 6,2х1,9 км, амплитуду - 50 м, площадь - 9,75 кв. км.
С запада и востока структуры также контролируются флексурами с амплитудами: западной - 500 м, восточной - 250 м.
Структурная карта по отражающему горизонту “Кн” (графическое приложение Г). Структурный план по отражающему горизонту “Кн”, приуроченному к кровле кунгурского яруса нижней перми, сформирован, в основном, процессами соляной тектоники.
Основными структурными элементами на площади работ являются соляные антиклинали субмеридионального простирания и разделяющие их прогибы (мульды).
Центральную часть площади работ занимает линейная соляная гряда, протягивающаяся с юга на север и состоящая из Песчаной (на юге) и Кзылобинской (на севере) антиклиналей, разделенных мульдой. Ширина гряды около 5 км. Абсолютные отметки в сводах антиклиналей составляют минус 100-200 м. Абсолютная отметка в разделяющей мульде - минус 2400 м.
Борта соляной гряды крутые, переходящие на западе и востоке в граничащие субмеридиональные мульды. Абсолютные отметки кунгурской поверхности в мульдах составляют минус 4500-4900 м.
Залегание надсолевых отложений в пределах Кзылобинской площади является типичным для областей с контрастным проявлением соляной тектоники. Основные структурные формы - ассиметричные межкупольные синклинали, задиры вблизи крутых склонов куполов, структуры облекания над соляными уступами.
Рисунок 3.2.1 - Фрагмент временного разреза по профилю 24092002-03
Рисунок 3.2.2 - Фрагмент глубинного разреза по профилю 24092002-03
Рисунок 3.2.3 - Фрагмент сейсмогеологического разреза по профилю 24092002-03
Рисунок 3.2.4 - Фрагмент временного разреза по профилю 19092002-03
Рисунок 3.2.5 - Фрагмент глубинного разреза по профилю 19092002-03
Рисунок 3.2.6 - Фрагмент глубинного разреза по профилю 10101982-84
3.3 Нефтегазоносность
Перспективы нефтегазоносности площади рассматриваются в пределах вскрываемого проектного разреза.
Согласно нефтегазогеологическому районированию Оренбургской области Кзылобинская площадь расположена в Сакмаро-Илекском нефтегазогеологическом районе (Предуральский прогиб).
Промышленная продуктивность отложений башкирского яруса установлена в пределах западного борта Предуральского прогиба в непосредственной близости от площади работ. На Староключевском поднятии поисковая скважина № 121 явилась первооткрывательницей одноименоого газоконденсатного месторождения. Залежь приурочена к карбонатному пласту-коллектору А4 смешанного типа. Открытая пористость коллекторов составляет 12,6 %, проницаемость - 20 мД. Покрышкой служит пачка карбонатно-глинистых пород толщиной от 35 до 81 м. Залежь массивная. Высота залежи - 46,6 м.
Севернее площади работ, также в пределах западного борта, бурением поисковых скважин № 175 Копанской и № 230 Рождественской открыты соответственно Теректинское газоконденсатное и Рождественское нефтегазо-конденсатное месторождения. Пористость коллекторов в среднем составляет 13,6-15 %, проницаемость - 102 мД. Коллекторы смешанного типа. Залежи массивного типа, высотой 16-25 м.
Залежи - газоконденсатные, возможно с нефтяной оторочкой. Дебиты скважин составляют 150-200 тыс. м3/сутки, содержание конденсата - до 250 г/м3.
Покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта мощностью 10-15 м, в районе отсутствия верейских отложений такие же породы верхнего карбона и нижней перми.
Отложения башкирского яруса являются продуктивными также на Копанском, Бердянском, Северо-Копанском, Южно-Оренбургском, Нагумановском и др. месторождениях.
Все известные залежи свободного и растворенного газа содержат сероводород до 6 %.
Московско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс в пределах площади представлен депрессионными отложениями.
В полосе развития депрессионных отложений промышленных залежей не отмечено, нефтегазопроявления в виде запахов и выпотов отмечались по ряду скважин, расположенных в прогибе.
Пористость депрессионных отложений составляет от десятых долей процента до 2 %, проницаемость тысячные доли мД.
Промышленная нефтегазоносность данного комплекса установлена на Соль-Илецком своде (Оренбургское, Копанское, Нагумановское и др.).
Отложения филипповского горизонта кунгурского яруса являются самой верхней частью описываемого нефтегазоносного комплекса.
В карбонатных отложениях нижней части филипповского горизонта сформировалась самостоятельная нефтяная залежь пластового типа в западной части Оренбургского месторождения.
На проектируемой площади филипповские отложения выделяются условно минимальной толщиной и не содержат коллекторов.
Нефтегазоносность надсолевого комплекса в пределах Сакмаро-Илекского нефтегазогеологического районе пока не установлена.
Результаты опробования и исследования отдельных скважин, термобарическая характеристика перспективных нефтегазоносных пластов, характеристика и химический состав флюидов приводятся в таблице 4.3.1.
Общие ресурсы углеводородов категории С3 по паспорту Кзылобинской структуры по отложениям башкирского яруса составляют 38,1/31,2 (геол./извл.) млн. т.у.т., в т.ч. газа - 33400/28390 млн. м3, конденсата - 4676/2805 тыс. т.
Таким образом, на Кзылобинской структуре, подготовленной к глубокому бурению по отражающему горизонту “Б”, ожидается массивная газоконденсатная залежь в карбонатных породах башкирского яруса - пласт А4.
Физико-коллекторские свойства пород-коллекторов предполагаются следующими: пористость - 12-14 %, проницаемость - от 0,1 до 120х10-3 мкм2. В газе прогнозируется содержание сероводорода 4-5 %.
3.4 Гидрогеологическая характеристика разреза
Площадь работ согласно гидрогеологическому районированию расположена в зоне перехода Волго-Камского артезианского бассейна в Прикаспийский.
Во вскрываемом разрезе можно выделить два гидрогеологических этажа, разделяемые водоупорной толщей кунгурского яруса мощностью 200-4500 м. Верхний - надсолевой этаж имеет мощность от 400 до 4500 м и включает водоносные горизонты и водоупоры двух гидрогеологических комплексов: верхней перми и мезозоя.
В подсолевых палеозойских отложениях юго-восточной части Волго-Уральской провинции Оренбургской области выделяется пять гидрогеологических комплексов: эйфельско-франский, франско-турнейский, радаевско-бобриковский, визейско-башкирский и верейско-кунгурский.
Поисковое бурение на Кзылобинской площади будет проводиться на отло-жения среднего карбона, поэтому из пяти вышеприведенных гидрогеологических комплексов здесь будут рассматриваться только два последних.
Сведения о водоносности разреза приведены по результатам геологической и гидрогеологической съемок и данным глубокого параметрического и поискового бурения на сопредельных площадях.
Подземные воды визейско-башкирского комплекса наиболее качественно изучены на Копанской, Бердянской, Нагумановской, Рождественской площадях. Нижним водоупором комплекса можно условно считать пачку плотных глинисто - карбонатных пород бобриковского горизонта. Верхним региональным водоупором для визейско-башкирского водоносного комплекса служат глинистые карбонатные породы артинского яруса.
Воды визейско-башкирского комплекса относятся к хлоркальциевому типу с высокой метаморфизацией (), общей минерализацией до 242721 мг/л, концентрацией брома до 500 мг/л.
Отложения окского надгоризонта опробованы в скважине № 85 Копанской в эксплуатационной колонне в интервале 3423-3492 м. Дебиты 5,8-7,5 м3/сут (уровни 600-300 м). Тип вод - хлоркальциевый.
Отложения серпуховского яруса испытаны в скважине № 85 в интервале 3293-3351 м. Приток пластовой воды составил 2,9-9,8 м3/сутки при уровнях 800-700 м. Для пластовой воды хлоркальциевого типа характерна достаточно высокая газонасыщенность - 2000 см3/л.
Водоносность башкирских отложений изучена более широко, включая и Нагумановскую площадь.
В скважине 504 Нагумановская при опробовании пластоиспытателем на бурильных трубах башкирских карбонатов в интервале 4761-4800 м получен приток пластовой воды расчетным дебитом 534 м3/сут. Плотность воды - 1,147 г/см3, минерализация - 227 г/л, рН - 6,65. Химический состав вод: содержание калия 3969 мг/л, натрия - 72328 мг/л, хлора - 134846 мг/л, кальция - 9682 мг/л, аммония - 250 мг/л, брома - 73,2 мг/л, бора - 30 мг/л, сульфатов - 1443 мг/л, HCO3 - 159 мг/л, сероводорода - 1482 мг/л, йода не обнаружено.
Таблица 3.4.1 - Результаты опробования и исследования скважин
№№скважины, площадь |
Интервал перфора-ции, м |
Возраст |
Диа-метршту-цера, мм |
Дебиты |
Газо-содер-жанием3/т,конден-сатыйфактор, г/м3 |
Пластовые |
Плотность на устье, г/см3 |
Содержание в нефти, в конденсате % вес |
Состав газа, % объемные |
||||||||||||||
неф-ти,т/сут |
конденсатат/сут |
газатыс.м3/сут |
воды, м3/сут |
давле- ние,МПа |
темпе-рату-ра,оС |
нефти |
конденсата |
газа |
воды |
смолсиликаг. |
асфальтенов |
парафина |
СН4 |
тяжелыеУВ |
СО2 |
Н2S |
N+редкие |
||||||
|
234 Рождес-твенская |
2951-2964- 2809,3-2822,3 |
башкир-ский, А4 |
5 |
6,77 |
61,27 |
- |
194,1 |
32,77 |
43 |
0,722 |
0,645 |
1,161 |
0,84 |
Отс. |
1,7 |
76,5 |
1,43 |
2,19 |
3,66 |
||||
|
236 Рождес-твенская |
2939-2944- 2814,3-2819,3 |
башкир-ский, А5 |
5 |
91,4 |
17,91 |
112,6 |
33,15 |
43 |
0,865 |
0,696 |
21,6 |
3,78 |
3,82 |
83,64 |
4,08 |
2,48 |
4,94 |
1,26 |
|||||
121Староклю-чевская |
3407-3425-3245,9-3263,9 |
башкир-ский, А4 |
22 |
17,6 |
448,3 |
88,4 |
40 |
56 |
0,763 |
0,7 |
3,97 |
85,9 |
2,4 |
1,5 |
1,1 |
||||||||
|
1 Нагума-новская |
4865-4885-4711,6-4731,6 |
башкир-ский, А4 |
5 |
125 |
250 |
51,4 |
100 |
0,811 |
0,13 |
3,64 |
В скважине № 1 Нагумановская башкирские водоносные пласты опробованы в интервале 4904-4914 м в эксплуатационной колонне. Приток пластовой воды плотностью 1,165 г/см3 составил 4,7 м3/сут при уровнях 1240-1053 м. Опробованы водоносные пласты и в законтурной части башкирской залежи в разведочной скважине № 3 Нагумановской (2 объекта). Притоки воды составили 10-15 м3/сутки. Пластовое давление 585-587 атм (глубина 4900 м). Тип вод - хлоркальциевый. Химический состав аналогичен вышеприведенному.
Верейско-нижнепермский гидрогеологический комплекс слагают водоносные породы артинского, сакмарского, ассельского ярусов и филипповского горизонта кунгура. Нижним водоупором комплекса являются глинисто-карбонатные породы верейского горизонта и верхнего карбона, а верхним водоупором - соли иренского горизонта.
Опробование водоносных пород комплекса проводилось на Нагумановской, Копанской и других площадях, причем на Копанском месторождении в промышленной разработке находится артинская нефтегазоконденсатная залежь, где имеет место некоторое проявление водонапорного режима со стороны Предуральского прогиба.
В скважине № 504 Нагумановской отложения сакмарского+артинского ярусов опробованы в интервале 4340-4360 м, получен небольшой приток пластовой воды дебитом 1,6 м3/сут при уровнях 1058-946 м. Параметры пластовой воды: плотность 1,147 г/см3, минерализация - 220 г/л, рН - 6,45, содержание кальция 14 г/л, магния - 3 г/л, брома - 550 мг/л, бора - 150 мг/л, калия - 1600-2400 мг/л.
В кунгурском галогенно-сульфатном водоупорном комплексе встречаются изолированные линзовидные ловушки, сложенные трещиноватыми доломитами и ангидритами. Такие породы часто водоносны, причем водообильность довольно значительная с избыточным давлением на устье.
Водопроявления в кунгуре имели место на Оренбургском валу, Черниговской, Каменной и Новоуспеновской площадях. Кунгурская рапа резко отличается от нижележащих вод своим типом - хлормагниевым. Она характеризуется повышенным содержанием магния, брома, бора, йода. Плотность воды - 1,24-1,26 г/см3, минерализация - 340-370 г/л.
При бурении скважины 300 Новоуспеновская, расположенной вблизи (25 км) площади работ, на глубине 3636 м (кунгур) отмечался перелив промывочной жидкости с рапой интенсивностью до 1,2 м3/час (при прекращении циркуляции). На Нагумановской площади рапопроявлений в кунгуре не отмечалось.
Надсолевой верхнепермский терригенный комплекс включает водоносные горизонты уфимского, казанского и татарского ярусов. Водоносные горизонты уфимского и казанского ярусов характеризуются пестротой дебитов и химического состава. Дебиты колеблются от 0,9 до 15 м3/час, имеют в основном безнапорный характер. Минерализация 1,0-3,0 г/л, вблизи соляных штоков до 10-15 г/л. По составу воды сульфатно-хлоридные.
В татарском ярусе водоносные горизонты приурочены к мощной толще глинисто-песчанистых отложений, водообильность их зависит от мощности и преобладания песчаников. Дебиты вод - от 2-3 до 5-6 м3/час, минерализация - 0,2-1,5 г/л, плотность - 1,0-1,02 г/см3. По химическому составу воды относятся к гидрокарбонатно-натриевым, умеренно жестким.
Мезозойский гидрогеологический комплекс включает отложения триаса, юры и мела. Водоносные горизонты триаса и юры имеют широкое распространение. Вмещающими породами являются песчаники, алевролиты, линзы песков, конгломератов и галечников. Воды напорные и безнапорные.
Дебиты колеблются в широком диапазоне 0,7-8,5 л/сек, минерализация до 1,0 г/л. По химическому составу гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-хлоридные и натриево-кальциевые (юрские воды), пригодны для питьевого и хозяйственного водоснабжения.
Водоносные горизонты меловой системы приурочены к пластам песков и песчаников. Дебиты вод небольшие 0,2-0,7 л/сек. Вода, в основном, пресная с минерализацией до 0,5 г/л, тип вод - гидрокарбонатный. Питание верхних водоносных горизонтов происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков.
Воды четвертичных отложений приурочены к аллювиальным террасам всех речных долин, а также к древнеаллювиальным равнинам. Глубина залегания водоносного горизонта колеблется от 1 до 7-8 м и зависит от сезонных изменений уровня воды в реках. Водоносными являются пески, супеси и галечники. Мощность водоносного горизонта составляет 3-5 м. Воды поровые, преимущественно гидрокарбонатно-натриевые и кальциевые, реже гидрокарбонатно-сульфатно-натриевые с минерализацией от 0,3 до 1 г/л. Дебиты воды в скважинах не превышают 6 л/сек.
Сведения о физических свойствах пластовых вод и по их газовому составу приведены в таблицах 3.4.2 и 3.4.3
Таблица 3.4.2 - Химический состав и физические свойства пластовых вод
|
№ скв.площадь |
Интервал опробования, м |
Возраст |
Дебит,м3/сут |
Динам.ур.Статич.ур.,м |
Пласт.давл.,МПа |
Плотностьводы, г/см3 |
Темп.пласт.,оС |
Содержание ионов (мг/л; мг-экв/м; мг/экв) |
Типвод |
||||||||||||||||
|
минера-лизацияг/л |
Na,+K, |
Ca |
Mg,, |
Cl, |
SO4,, |
NO2, |
CO2,, |
HCO3 |
NH4, |
B, |
J, |
Br, |
H2S |
Li, Rb,Sr |
|||||||||||
|
в пл.усл. |
в стан.услов. |
||||||||||||||||||||||||
|
302 Орен-бургская |
2302-2316 |
Серпухов-ский ярус |
360 |
1185-947 |
25,96 |
1,165 |
45 |
258,1 |
88410390343,52 |
882,3440,34,51 |
170,9140,51,57 |
158227446249,76 |
1023,8 |
12,20,20,002 |
167 |
72,8 |
8,7 |
462 |
хлор-кальциевый |
||||||
|
234 Рождест-венская |
2969-2973 |
Башкирскийярус |
30 с нефтьюи газом |
31,4 |
1,161 |
43 |
242,7 |
80910349141,59 |
9776478,85,81 |
2650217,92,6 |
147400415849,54 |
143629,90,36 |
5498,9970,1 |
75,6 |
114,6 |
9,306 |
463,5 |
хлоридно-натриевый |
|||||||
|
3 Нагума-новская |
4948-5000 |
Башкирскийярус |
9,8 |
1128 |
43,53 |
1,131 |
83 |
210,56 |
65596,12817,0978,65 |
10821,654015,07 |
27362256,28 |
125691,53544,598,95 |
441,19,190,26 |
|
необн. |
173228,40,79 |
хлор-кальциевый |
Таблица 3.4.3 - Газовый состав пластовых вод
№№ скв.,площадь |
Интервалопробования, м |
Воз-раст |
Газо-содер-жание, м3/т |
Содержание в % мол. (г/см3) |
||||||||||
|
метана |
этана |
пропана |
бута-на |
пен-тана+выс-шие |
серо-водо-рода |
гелия |
аргона |
угле-кис-лого газа |
азота |
|||||
|
3 Нагумановская |
4948-5000 |
С2b |
5,97 |
0,38 |
0,09 |
0,11 |
- |
0 |
5,17 |
- |
- |
94,25 |
- |
|
|
3 Нагумановская |
4880-4910 |
С2b |
3,0 |
0,61 |
0,19 |
0,36 |
0,06 |
0,12 |
- |
- |
- |
98,64 |
- |
|
|
101 Предуральская |
3107-3111 |
С2b |
74,58 |
2,26 |
0,19 |
- |
- |
6,76 |
- |
- |
9,51 |
6,7 |
||
Заключение
За время прохождения производственной практики мною были закреплены теоретические знания, полученные в ходе изучения профилирующих дисциплин. Я овладел производственными навыками работы по специальности геолог партии геолого-технических исследований, ознакомился с инструментами, механизмами, оборудованием, применяемым на производстве, а также с технологией ведения работ. За период времени, проведенный на станции ГТИ, я принимал непосредственное участие в производственном процессе. Приобрел навыки работы с геологической программой ARMГеолог.
В процессе изучения технологической документации я познакомился со структурой предприятия и участком ведения работ. В частности изучил геологическое строение площади, нефтегазоносность, тектонику Кзылобинской площади. Мною был собран весь необходимый материал для составления отчета по производственной практике.
В целом, я доволен практикой, пройденной в компании ……... Полученные навыки и знания будут полезны для будущей профессии.
Список использованной литературы
1. Волож Ю.А., Волчегурский Л.Ф., Грошев В.Г., Шишкина Т.Ю. Типы соляных структур Прикаспийской впадины // Геотектоника. 1997. № 3. С. 41-55.
2. Копп М.Л. Мобилистская неотектоника платформ юго-восточной Европы. М.: Наука, 2005. 340 с. (Тр. ГИН РАН; Вып. 552).
3. Тевелев А.В. Сдвиговая тектоника: Учебное пособие. М.: Изд-во МГУ, 2005. 254 с.
4. Акобинское месторождение. Уточнение геологической модели по новым результатам ГРР / Ю. М. Кутеев, Т. В. Силагина, В. А. Тюхтина // Нефтепромысловое дело. - 2011. - №8. - С. 31-34
5. Уточнение геологического строения Оренбургской части Предуральского краевого прогиба по новым результатам геолого-разведочных работ / М. А. Политыкина, С. В. Багманова, М. П. Трифонова // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2010. - №12. - С. 70-73.
Приложение А. Обзорная карта района Кзылобинской площади
Приложение Б. Структурная карта по отражающему горизонту А
Приложение В. Структурная карта по отражающему горизонту Б
Приложение Г. Структурная карта по отражающему горизонту Кн
Приложение Д. Приборы и оборудование
.
Рисунок Д.1 - Осушитель шлама ОШ-1
Рисунок Д.2 - Карбонатомер микропроцессорный КМ - 1М
Рисунок Д.3 - Микроскоп стереоскопический МБС-10
Рисунок Д.4 - Термовакуумный дегазатор ТВД-5М
Приложение Е. Геолого-технический наряд скважины Кзылобинской
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Характеристика геологического разреза на территории нефтяного месторождения, классификация породы. Выбор способа бурения и построение конструкции скважин, расчет глубины спуска кондуктора. Мероприятия по борьбе с самопроизвольным искривлением скважин.
курсовая работа [460,2 K], добавлен 01.12.2011Цели и задачи поисково-оценочного бурения. Выбор типовой скважины и ее геологический разрез. Обоснование для постановки поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади. Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа. Ликвидация и консервация скважин.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.12.2010Характеристика промыслово-геофизической аппаратуры и оборудования. Технология проведения промыслово-геофизических исследований скважин. Подготовительные работы для проведения геофизических работ. Способы измерения и регистрации геофизических параметров.
лабораторная работа [725,9 K], добавлен 24.03.2011Характеристика района в географо-экономическом плане, геолого-геофизическая изученность района. Выбор участка работ и методов ГИС. Методика геофизических исследований скважин. Камеральная обработка и интерпретация материалов. Смета объемов работ.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 04.02.2008Метод ударно-канатного бурения скважин. Мощность привода ротора. Использование всех типов буровых растворов и продувки воздухом при роторном бурении. Особенности турбинного бурения и бурения электробуром. Бурение скважин с забойными двигателями.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 10.10.2011Исследование схемы стандартной буровой установки. Описание оборудования, предназначенного для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания колонны на весу во время бурения. Разрушение горной породы. Вынос породы из скважины.
лекция [201,3 K], добавлен 28.11.2014Анализ компьютерных технологий геолого-технологических исследований бурящихся нефтяных и газовых скважин. Роль геофизической информации в построении информационных и управляющих систем. Перспективы российской службы геофизических исследований скважин.
практическая работа [32,1 K], добавлен 27.03.2010Методы выявления и изучения нефтегазонасыщенных пластов в геологическом разрезе скважин. Проведение гидродинамических исследований скважин испытателями пластов, спускаемых на бурильных трубах, интерпретация полученной с оценочных скважин информации.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.04.2019Характеристика продуктивных горизонтов. Анализ фонда скважин. Технология зарезки и бурения боковых стволов. Расчет технико-экономического обоснования необходимости бурения боковых стволов на Лянторском месторождении. Промысловые геофизические работы.
дипломная работа [102,6 K], добавлен 28.02.2013Определение коэффициента крепости горной породы по шкале Протодьяконова. Описание основных видов бурения скважин. Организация выемочно-погрузочной работы на карьере. Технологическая схема отвалообразования пород. Особенности вскрытия карьерного поля.
реферат [6,5 M], добавлен 11.11.2010
