В результате  трудов нескольких поколений геологов была установлена общая последовательность накопления слоев земной коры, получившая название стратиграфической шкалы. Верхняя часть её (фанерозой) составлена при помощи палеонтологического метода с большой тщательностью. Для нижележащего отрезка шкалы (докембрий), соответствующего огромной по мощности толще пород, палеонтологический метод имеет ограниченное применение из-за плохой сохранности или отсутствия окаменелостей. Вследствие этого нижняя — докембрийская — часть стратиграфической шкалы расчленена менее детально. По степени метаморфизма горных пород (См. Метаморфизм горных пород) и др. признакам докембрий делится на архей (или археозой) и протерозой. Верхняя — фанерозойская — часть шкалы делится на три группы (или эратемы): палеозойскую, мезозойскую и кайнозойскую. Каждая группа делится на системы (всего в фанерозое 12 систем, см. табл. 1). Каждая система подразделяется на 2—3 отдела; последние в свою очередь делятся на ярусы и подчинённые им зоны. Как системы, так и многие ярусы могут быть прослежены на всех континентах, но большая часть зон имеет только местное значение. Наикрупнейшим подразделением шкалы, объединяющим несколько групп, служит эонотема (например, палеозойская, мезозойская и кайнозойская группы объединяются в фанерозойскую эонотему, или фанерозой). Стратиграфическая шкала является основой для создания соответствующей ей геохронологической шкалы, которая отражает последовательность отрезков времени, в течение которых формировались те или иные толщи пород. Каждому подразделению стратиграфической шкалы отвечают определённые подразделения геохронологической шкалы. Так, время, в течение которого отложились породы любой из систем, носит название периода. Отделам, ярусам и зонам отвечают промежутки времени, которые называются соответственно эпоха, век, время; группам соответствуют эры. Крупнейшему стратиграфическому подразделению — эонотеме — отвечает хронологический термин — эон. Существуют два эона — докембрийский, или криптозойский, и фанерозойский. Продолжительность более древнего — докембрийского эона составляет около ⁵/₆ всей геологической истории Земли. Каждый из периодов фанерозойского эона, за исключением последнего — антропогенового (четвертичного), охватывает примерно равновеликие интервалы времени. Антропогеновая система, соответствующая времени существования человека, намного короче. Расчленение антропогена проводится, в отличие от других периодов, по фауне наземных млекопитающих, которая эволюционирует гораздо быстрее, чем морская фауна (в составе последней за время антропогена не произошло принципиальных изменений), а также на основе изучения ледниковых отложений, характеризующих эпохи всеобщего похолодания. Некоторые исследователи считают выделение антропогеновых отложений [см. Антропогеновая система(период)] в особую систему неправомочным и рассматривают её как завершающий этап предшествующего неогенового периода.        

 Подразделения  стратиграфической шкалы, выделенные  с помощью палеонтологического  метода, и соответствующие им  подразделения геологического времени, объединённые в единой геохронологической шкале, были утверждены в 1881 на 2-м Международном геологическом конгрессе в Болонье и с тех пор являются общепринятыми во всём мире. В дальнейшем, благодаря совершенствованию методов палеонтологические исследования и накоплению новых данных, в первоначальную схему геохронологии Земли вносятся некоторые изменения и уточнения 

ВОПРОС  №4

Гравиметрическая  разведка

Гравиметрическая разведка, метод разведочной геофизики, основанный на изучении гравитационного поля Земли. Главное условие для применимости Г. р. — наличие разности плотностей пород, слагающих геологические структуры, способной создать аномальность в наблюдаемом гравитационном поле Земли.

Г. р. выделяет структуры, скрытые осадочными породами и поэтому недоступные изучению обычными геологическими методами. В результате проведения гравиметрической съёмки по качественным оценкам гравитационного поля могут быть выделены как районы, перспективные для поисков полезных ископаемых (общая Г. р.), так и отдельные геологические структуры, в которых возможны нефтяные, газовые и различные рудные месторождения. При детальной Г. р. тщательно изучаются локальные аномалии силы тяжести с тем, чтобы определить условия и элементы залегания аномалеобразующих объектов (глубину, форму и размеры). В общем случае решение этой задачи неоднозначно: можно подобрать бесконечное число различных распределений аномальных масс, создающих одну и ту же гравитационную аномалию. Однозначное решение можно найти, делая определённые предположения об аномальных массах и используя геологические сведения и выводы др. геофизических методов. Г. р., как правило, ведётся в комплексе с магниторазведкой, электроразведкой и сейсморазведкой. Наряду с наблюдаемыми гравитационными аномалиями в Г. р. часто используются получаемые путём пересчёта различные производные от них или те же гравитационные аномалии, но соответствующие точкам выше и ниже земной поверхности. Операция пересчёта называется трансформацией гравитационного поля. По качественному характеру трансформированного гравитационного поля лучше выделяются отдельные геологические структуры. В благоприятных условиях трансформация позволяет определять глубину их залегания и форму. Для решения задач Г. р. проводится гравиметрическая съёмка, которая по условиям её производства подразделяется на наземную, морскую (надводную, подводную, донную), подземную и воздушную. Данные гравиметрических съёмок используются при изучении глубинного строения Земли. 

Методика проведения Гравиметрической разведки 

ВОПРОС №5

Основные методы исследований технического состояния скважин

Техническое состояние  скважины должно обеспечивать: разобщение пластов; герметичность затрубного пространства, заполненного тампонажным материалом; герметичность эксплуатационной колонны и кондуктора; герметичность устья.

Первые исследования технического состояния скважин  проводят во время их строительства. В дальнейшем, в процессе эксплуатации скважин, эксплуатационная колонна и заколонное пространство (цементное кольцо) подвергаются различным механическим и коррозионным воздействиям при соприкосновении с пластовыми и закачиваемыми водами. Это обусловливает необходимость периодического исследования технического состояния скважин.

Методы исследования технического состояния скважин:

1. Геофизические:

инклинометрия для нахождения соотношения между длиной скважины по колонне и абсолютной отметкой по глубине залегания пластов;

гамма-гамма-толщинометрия  для интерпретации цементограмм, паспортизации ОК, определения местоположения муфт и цементирующих фонарей, определения участков с механическими и коррозионными разрушениями О К;

гамма-гамма-цементометрия (СГДТ) для определения распространения  объемных дефектов (каверн, каналов) в цементном кольце, наличия или отсутствия цементного кольца за ОК, эксцентричности ОК в скважине. Преимуществами данного метода исследований являются: проведение исследований в любое время после окончания цементирования; выделение

незацементированных интервалов; выполнение работ с односторонней заливкой. Недостатки метода – косвенный метод; необходимо значительное отличие в плотностях бурового раствора, цементного камня или горной породы; эффективность метода снижается с уменьшением диаметра скважины; необходимо существенное различие в диаметрах скважины и ОК;

акустическая  цементометрия (АКЦ) для оценки наличия  или отсутствия цементного кольца за ОК, степени сцепления цементный  камень – обсадная колонна и цементный  камень -горная порода. Недостатки метода: косвенный метод; оценивает только наличие объемных или щелевых дефектов, а не их герметичность; невозможно производить оценку герметичности в области двух и трех колонн труб (на уровне кондуктора и направления);

высокочувствительная термометрия.

2. Промысловые:

дебитометрические (механическая, термокондуктивная дебитометрия, влагометрия, индукционная резистометрия и т.д.);

гидродинамические (замеры динамического и статического уровней жидкости в скважине, проведение гидродинамических исследований скважин и пластов на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации и т.д.);

химические (химический анализ попутно отбираемых на устье  скважины пластовых вод, закачка  индикаторов (изотопов) и химический анализ отбираемых вод и т.д.);

гидравлические (опрессовка скважины давлением и понижением уровня, применение пакерных технологий).

Как правило, для  однозначной оценки технического состояния  скважин применяют комплекс промыслово-геофизических  и промысловых методов исследований:

1. Акустические  и гамма-методы исследований используют на  
различных стадиях эксплуатации скважин, и они позволяют  
оценить только качество цементного кольца за обсадными  
колоннами.

2. Методы термометрии,  особенно высокочувствительной,  
применяют для косвенной оценки герметичности заколонного  
пространства и самой обсадной колонны в процессе  
эксплуатации скважины, а также при производстве работ по ее  
физической ликвидации.

3. Сравнительно  более качественная оценка герметичности  
(наличие или отсутствие перетоков) заколонного пространства  
достигается путем применения комплекса исследований – АКЦ и  
высокочувствительной термометрии.

4. Герметичность  эксплуатационной колонны оценивается  
путем проведения исследований резистивиметром, влагомером,  
плотностномером и закачиванием изотопов.

5. Исследования  глубинным расходомером (дебитомером)  
прямо определяют герметичность обсадных колонн, косвенно –  
герметичность цементного кольца. Указанные исследования  
используют также для локализации глубины негерметичности  
обсадных колонн после предварительного установления их  
негерметичности методом термометрии.

6. Пакер применяется  как для оценки герметичности  всей  
эксплуатационной колонны в интервале устье скважины – выше  
интервала перфорации продуктивного пласта, так и определения  
локализации глубины негерметичности колонны.

7. Наличие перетока  жидкости в зацементированном  
заколонном пространстве прямо определяется путем перфорации  
спецотверстий в двух интервалах и вызова циркуляции жидкости  
через пакер, установленный между отверстиями.

ВОПРОС №6

Режим залежи

Режим залежи        

нефти, газa - механизм проявления в залежах пластовой  энергии разл. вида, обусловливающий  приток нефти и газа к эксплуатац. скважинам. Зависит от геол. строения, физ.-хим. свойств пласта и насыщающих его флюидов и от искусственно создаваемых условий разработки и эксплуатации. Геол. условия и энергетич. особенности залежи лишь способствуют установлению того или иного P. з., но не определяют его полностью. B зависимости от вида пластовой энергии, обеспечивающей перемещение флюида к скважинам, различают 4 осн. вида P. з.: Водонапорный режим, газонапорный (см. Газовый режим), растворённого газа (см. Газированной жидкости режим) и Гравитационный режим. P. з. можно устанавливать, контролировать, поддерживать или заменять другим. Pежимы, при к-рых продвижение пластового флюида происходит преим. за счёт расходования внутр. энергии залежи, наз. режимами истощения (напр., режим растворённого газа, гравитационный). Pежимы, при к-рых продвижение пластового флюида к скважинам обусловлено действием внешних по отношению к залежи источников пластовой энергии - напора краевых вод или газа из газовой шапки, наз. режимами вытеснения (водонапорный, газонапорный).          
Pазличают P. з. c неподвижным контуром нефтеносности и c перемещающимся. K первым относят такие режимы, при к-рых проекция контура нефтеносности остаётся неизменной в течение всего времени разработки и силы, вытесняющие нефть, действуют по всей площади залежи равномерно (напр., газовый режим), ко вторым - такие, при к-рых проекция контура нефтеносности перемещается и в конечном итоге может быть стянута в одну линию или точку; вытесняющие нефть силы приложены в этом случае к поверхности газонефтяного или водо-нефтяного контактов.          
Oсн. P. з. нефти являются газонапорный, водонапорный, газированной жидкости и гравитационный; газовой залежи - газовый и водонапорный. B залежах могут проявляться одновременно неск. режимов и возможен естеств. переход c течением времени одного режима в другой по мере истощения первоначально доминирующего вида пластовой энергии. Залежи, особенно нефтяные, редко разрабатываются в одном режиме; обычно режим устанавливают смешанный (б.ч. комбинация водонапорных режимов c другими). Газовые залежи в осн. разрабатываются в газовом режиме. Oт правильного подбора P. з. зависят коэфф. нефтеотдачи и эффективность разработки и эксплуатации залежей.