Формирование группового состава органического вещества при диагенезе

Основные черты группового состава ОВ осадочных отложений формируются в стадию седиментогенеза, а дальнейшие диагенетические преобразования ОВ непосредственно зависят от особенностей осадконакопления в бассейнах. Фациальный состав осадков оказывает большое влияние на преобразование ОВ в процессе диагенеза, которое проходит в основ­ном в двух направлениях. Одно из них обусловлено периодической сменой восстановительных условий осадконакопления окислительными. Здесь происходят новообразование УВ в восстановительной обстановке и замедление этого процесса — в окислительной. Второе направление характерно для отложений с преобладающим гумусово-аллохтонным ОВ и устойчиво окислительной средой осадка. Доля битумоида в ОВ (битумоидного коэффициента) здесь увеличивается в результате окисления ОВ. Явления новообразования У В наблюдаются в тех случаях, когда окислительная обстановка осадкообразования сменяется восстановительной, увели­чивается содержание УВ в битумоиде (В. В. Вебер, 1978). Дальнейшее затухание биохимических процессов, охватывающее обводненную толщу осадков, приводит к тому, что преобразование ОВ замедляется и на этом этапе, по сути, завершается диагенетическая стадия его превращения.

Дальнейшее преобразование ОВ связано с переходом отложений в иные термодинамические условия при их погружении.

59.Трансформация органического вещества в катагенезе

не нашел

73.Требования к промывочным агентам, применяемым при вскрытии продуктивных пластов.

Под вскрытием продуктивного пласта понимают комплекс работ, связанных с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Выбор метода вскрытия существенно зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и газов, числа продуктивных пропластков и коэффициентов аномаль­ности пластовых давлений.

В зависимости от типа коллектора продуктивной толщи, строения продуктивной толщи, пластовых давлений выбирают конструкцию или способ первичного вскрытия продуктивного горизонта.

1.Если коллектор продуктивного горизонта прочный, устойчивый, однородный по мощности, то скважину бурят до кровли продуктивного горизонта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее, а затем вскрывают продуктивный горизонт долотом меньшего диаметра, оставляя ствол скважины открытым. Достоинства: 1) не ухудшается проницаемость приствольной зоны продуктивного пласта, т.к. она не крепится; 2) при разбуривании продуктивного горизонта можно использовать буровой раствор другого типа, чем при бурении вышерасположенного интервала скважины (до кровли продуктивного горизонта).

2. Если продуктивный пласт сложен или представлен прочным коллектором, который не может разрушиться под воздействием депрессии на пласт. Если пласт однороден по мощности, то при эксплуатации вместе с пластовым флюидом в скважину вносится большое количество песка, которое там осаждается и закупоривает скважину. В этом случае спускают фильтр-хвостовик (который периодически вытаскивают и промывают).

3. Если продуктивная толща сложена устойчивым коллектором, а вынос песка небольшой, то вскрывают скважину до проектной глубины, включая фильтр-хвостовик в нижней части. Применяют манжетное цементирование.

4. Когда продуктивная толща неоднородно сложена неустойчивыми г. п. (песчаники), то скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну, которую цементируют по всей длине, в том числе и в продуктивной толще. После обсадную колонну с цементным кольцом перфорируют.

5. Продуктивная толща сложена неустойчивыми г. п., неоднородна по мощности. Кроме этого для бурения продуктивной толщи надо поменять тип и параметры бурового раствора, т.к. на небольшом расстоянии находится интервал с несовместимыми условиями бурения продуктивной толщи.

Требования к промывочным агентам при вскрытии продуктивных горизонтов:

1. Буровой раствор, используемый при бурении в продуктивной толще, должен минимально загрязнять продуктивный пласт. Буровые растворы на водной основе должны обладать минимальной водоотдачей. Лучше всего использовать для вскрытия растворы на нефтяной основе (РНО), аэрированные жидкости, газообразные агенты и пены. Фильтрат бурового раствора не должен взаимодействовать с породами-коллекторами.

2. Плотность промывочной жидкости при вскрытии продуктивных горизонтов не должна допускать ни проявления пластового флюида, ни поглощения бурового раствора.

3. Свойства промывочной жидкости не должны обладать кольматирующими свойствами (закупорка пор).

4. При использовании бур.растворов на водной основе их следует обработать в обязательном порядке ПАВ, снижающими силы поверхностного натяжения на границе фильтрат бур. раствора – пластовый флюид.

Рис. 187. Схемы конструкций призабойной зоны скважин:

1 — обсадная колонна; г — фильтр; л — цементный камень; 4 — пакер;

5 — перфорационные отверстия; в — продуктиииый пласт; 7 — хвостовик

87.Порядок сдачи скважины в эксплуатацию. Консервация и ликвидация скважин.

После испытания скважины, могут быть два варианта:1) испытуемые объекты не содержат промышленных запасов полезных ископаемых – «сухие» скважины и их ликвидируют. 2) испытуемые объекты имеют промышленные запасы, следовательно подлежат разработке. а) месторождение вблизи уже эксплуатируемого месторождения, сдают в эксплуатацию. Б) месторождение вдали от коммуникаций требует обустройства, и мы не можем ее эксплуатировать, то их консервируют на период обустройства месторождения. Ликвидация скважин – в скважине, подлежащей ликвидации, устанавливают цементные мосты, перекрывая объект вверх вниз на 50-100м. Интервал спущенных обсадных колонн не зацементированных извлекают из скважины, разрезая их на секции. Скважину заполняют стабильным, устойчивым раствором. Верх скважины (если есть вечная мерзлота, то ниже ее на 50-100 м. устанавливают цементный стакан). На устье устанавливают пьедестал и репер. Консервация – если при испытании скв. получены промышленные притоки и месторождение подлежит разработке, то оно еще не обустроено и подлежит консервации. Способ консервации зависит от продолжительности простоя и величины коэффициента аномальности испытываемого объекта. Если К_а>= 1, то в интервале продуктивности скв. заполняют промывочной жидкостью, которая не может ухудшить коллеуторские свойства продуктивного пласта. Выше интервала перфорации устанавливают цементный мост не менее 20 м., остальную часть заполняют седиментационной жидкостью. На время консервации НКТ оставляют в скв., все задвижки снимают, ввинчивают в заглушку. Если К_а<1, то цементный мост не устанавливают. Ведут наблюдения в первые 10 дней ежедневно, в дальнейшем – 1 раз в месяц. Проверяют наличие утечек газа, измеряют давление.