Глава 4. СТАДИЯ ПОИСКА И ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Временное положение об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ. Приложение №3 к журналу «Минеральные ресурсы России», 2001.

Временная классификация скважин, бурящихся при геолого-разведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей). Приложение №3 к журналу «Минеральные ресурсы России», 2001.

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

Методические указания по поискам и разведке мелких месторождений нефти (до I млн тонн) и газа ( до 3 млрд м³). Миннефтепром СССР. М., 1988. 56 с.

 

Объектами проведения работ на стадии поиска и оценки месторождений (залежей) являются подготовленные к поисковому буре­нию ловушки и открытые месторождения (залежи), подготовленные для глубокого бурения в соответствии с действующими требованиями комплексом геолого-геофизических исследований, с подсчитанными перспективными ресурсами категории С₃.

Первоочередными объектами поискового бурения являются:

- поднятия, расположенные в пределах главных направлений поис­ково-разведочных работ, определяемых по совокупности геолого-геофизических материалов (по комплексному проекту);

- поднятия с максимальными ресурсами по категории С₃;

- поднятия, признанные кондиционными, т.е. уверенно закартированные по нескольким маркирующим горизонтам, а также отвечающие требованиям "Методических указаний по критериям кондиционности и подтверждаемости объектов ...". По ним должна быть составлена обос­нованная геолого-геофизическими данными структурная карта, позволя­ющая выбрать оптимальные точки заложения поисковых скважин;

- при изучении группы поднятий первоочередными являются те из них, изучение которых позволяет подтвердить нефтегазоносность всей площади;

- при выборе первоочередных объектов необходимо производить технико-экономический расчет рентабельности ввода каждого объекта в глубокое бурение, исходя из условий максимально возможных объе­мов добычи нефти, экономического эффекта от затрат на поисково-разведочное бурение на площади поднятия. Аналогичный расчет необходим и для группы мелких поднятий, вводимых в бурение в виде самостоя­тельного объекта.

Решение о вводе объектов (площадей) в поисковое буре­ние принимается при наличии проекта поискового буре­ния. На каждую площадь оформляется паспорт, а на каждую скважину - дело, которые являются первичными документами долговременного хранения и ведутся по  единой установленной форме.

 

Типовой комплекс работ включает:

бурение и испытание поисково-оценочных скважин;

детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку;

специальные работы и исследования по изучению геологического разреза, положения контуров залежей и элементов ограничения залежи.

На этой стадии материалы космических съемок могут быть использованы для изучения геологического строения конкретных площадей. При по­мощи космических снимков локального уровня генерализации, а так­же по материалам мелкомасштабных аэровысотных съемок, в том чис­ле радиолокационной, проводятся оконтуривания  площадей, деление их на блоки, изучение связи этих площадей со смежными локальными структурами, а также трассирование разломов, контролирующих эк­ранированные залежи.

В необходимых случаях одновременно с бурением поисковых сква­жин на основе специальных проектов на площади проводятся дополни­тельные детализационные геофизические исследования.

 

В процессе поиска месторождений (залежей) решается задача установления факта наличия или отсутствия промышленных запасов нефти и газа. Основной задачей поисковых скважин является определение во вскрытом разрезе всех возможно нефтегазонасыщенных пластов, от­крытие промышленно нефтегазоносных залежей и выделение среди них ба­зисной. В случае открытия месторождения (залежи) подтверждающие геолого-геофизические материалы в установленном порядке представляются на Государственную экспертизу запасов и по ее результатам ставятся на государственный баланс.

В процессе оценки решаются следующие вопросы:

установление фазового состояния углеводородов и характеристик пластовых углеводородных систем;

изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

изучение фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов;

определение эффективных толщин, значений пористости, нефтегазонасыщенности;

установление коэффициентов продуктивности скважин и добывных возможно­стей;

предварительная геометризация залежей и подсчет запасов по категориям С₂ и C₁.

В отдельных случаях при оценке месторождений с целью уточнения промысловых ха­рактеристик коллектора проводится опытная эксплуатация пробуренных в рамках данной стадии единичных скважин. Опытная эксплуатация проводится по индивиду­альным проектам, в которых определяются сроки проведения и максимальные объе­мы отбора нефти и газа. Проекты опытной эксплуатации скважин проходят экспер­тизу и утверждаются в установленном порядке.

 

Поисково-оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных поисковыми ра­ботами, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ра­нее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости.

В поисково-оценочных скважинах производятся исследования с целью получения информа­ции о геологическом строении и оценки нефтегазоносности вскрытого разреза отложений.

Поисково-оценочные работы осуществляются по проектам, в том числе по комплексным проектам (КП), которые составляются и ут­верждаются в соответствии с действующими инструкциями.

Объемы работ и виды геолого-геофизических исследований, а также их методика определяются проектом, а для каждой скважины - геолого-техническим нарядом, составленными и утвержденными в установленном порядке.

Методика работ, обеспечивающая открытие месторождения (залежей), должна базироваться на минимально-оптимальном числе скважин. Размещение скважин на площади ловушки проводится в соот­ветствии с утвержденным проектом поисковых работ.

Глубина по­исковых скважин должна обеспечивать изучение всего перспектив­ного разреза площади с учетом технических возможностей бурения.

 

Комплекс исследований и работ в поисковых скважинах включает:

отбор керна (сплошной в интерва­лах предполагаемого залегания нефтегазоносных горизонтов, а также на грани­цах стратиграфических подразделений);

отбор шлама через каждые 1-5 м в интервале нефтегазоперспективных горизонтов;

геолого-технологические, геохими­ческие и промыслово-геофизические ис­следования скважин;

опробование и испытание в процес­се бурения перспективных нефтегазоносных комплексов (пластоиспытателями на бурильных трубах с геофизи­ческим сопровождением и локализа­цией продуктивных пластов приборами на каротажном кабеле) с отбором проб пластовых флюидов, при необхо­димости — поинтервальное опробова­ние и испытание;

испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных (в законтур­ной части залежи) пластов, при необхо­димости — поинтервальное испытание объектов с отбором глубинных и повер­хностных проб нефти, газа и воды;

специальные исследования скважин;

работы по интенсификации прито­ков углеводородов из пластов, представ­ленных сложными коллекторами, с со­провождением их специальными мето­дами ГИС;

Отбор керна в оценочных скважинах в интервалах залегания продуктивных пластов проводится в объеме, обеспе­чивающем представительность определе­ний фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, изменений петрофизических параметров по разрезу и площади месторождений (залежи) и обоснование подсчетных параметров по данным ГИС.

 

Поиск месторождений или залежей может быть приостановлен в следующих случаях:                     

а) установлено несоответствие структурных построения, полу­ченных по данным геофизических исследований и поискового бурения, и требуется проведение дополнительных геолого-геофизических работ   на площади ;

б) установлена необходимость применения технических средств или методических приемов, не предусмотренных проектом.

Возобновление поискового бурения на площади должно осуществ­ляться по специальным проектам (или КП), учитывающим новую информацию и технические возможности.

 

По заверше­нии поискового бурения оценивается эффективность и обосновываются пред­ложения по дальнейшему проведению или прекращения работ.

Поисковое бурение считается завершенным при следующих условиях:

- получены положительные результаты, т.е. получен промышленный приток нефти и газа;

- установлены непромышленные скопления углеводородов, вследст­вие чего продолжение поисковых работ является экономически нецелесообразным;                                                       

- однозначно установлена бесперспективность площади (отсутствие ловушек, обводненность коллекторов, отсутствие их в разрезе и т.д.).

В случаях, когда первая скважина дала воду, вопрос о продол­жении поисков решается с учетом данных переинтерпретации всего геолого-геофизического материала, положенного в основу выбора места заложения первой скважины, проведенной при необходи­мости повторной или дополнительной сейсморазведки по новой сети профилей; гидрохимических и др. исследований водорастворенных газов, вод и др. с целью оценки нефтегазоносности околоскважинной зоны.

По результатам работ на стадии поиска и оценки месторождений (залежей) про­водится систематизация геолого-геофизических материалов и составляется отчет о результатах поисково-оценочных работ.

В случае открытия месторождения (залежи) проводится подсчет геологических и извлекаемых запасов углеводородов, а также сопут­ствующих компонентов в соответствии с действующими нормативными документами:

- подсчитываются выявленные запасы нефти и газа категорий С₁ и С_2, устанавливается их соотношение;

- производится учет запасов открытого месторождения и от­дельных его залежей (по величине и категориям запасов, глуби­нам залегания, составу углеводородов и т.д. ) ;

- открытое месторождение нефти и газа включается в отчетном году в государственный баланс и принимается на учет ;

- дается геолого-экономическое заключение относительно целе­сообразности проведения разведочных работ;

- составляется проект разведки месторождения или проектно-сметная документация на передачу месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию или консервацию.

В случае получения отрицательных результатов после поискового этапа составляется отчет о проведенных исследованиях с анализом полученных результатов и выводами.

Эффективность работ на поисковом этапе определяется сле­дующими показателями:

-                                 успешностью открытия месторождений (Ку), в т.ч. и месторождений, открытых на новых структурах разведочными или эксплуатационными скважинам;

- количеством поисковых скважин, включая ликвидированные по геологическим и техническим причинам, затраченных на опоискование объекта;                

- продолжительностью поисковых работ на площади (от даты заложения первой поисковой скважины до даты завершения опоискования площади, в т.ч. и вывода её из бурения с отрицательными результатам);

- отношением запасов категорий C_l + С₂ по открытым месторождениям (залежам) к затратам, которые потребовались на их открытие. Указанные показатели используются при сравнительном анализе поисковых работ на других площадях.

 

 

4.1. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ПОИСКОВЫХ СКВАЖИН

Методические рекомендации по выбору систем размещения поисковых скважин. М., ВНИГНИ, 1982.

 

1. Заложение поисковых скважин в своде складки

На рубеже XIX—XX вв., когда антиклинальная теория залегания нефти и газа получила общее признание, первую (поисковую) скважину стали закладывать по данным геологической съемки в своде антиклинальной складки. Вторую скважину (если первая оказывалась про­дуктивной) закладывали так, чтобы вскрыть по возможности обширную площадь, не выходя вместе с тем за пределы залежи. Цель второй скважины - выяснить размеры нефтеносной пло­щади.

В начале 30-х годов в работах А. И. Косыгина, И. О. Брода, М. В. Абрамовича и М. И. Гутмана отмечалось, что в процессе разбуривания структур с недостаточно выясненным разрезом от­ложений при вскрытии и испытании продуктивных горизонтов нельзя ограничиваться бурением одной лишь глубокой скважины в своде. В случае аварии или осложнения в этой скважине поиско­вую задачу не удается решить даже при наличии двух скважин на крыльях складки, если они окажутся за контуром залежи. В ана­логичных структурных условиях, т. е. в сводовых частях складок, рекомендовалось закладывать минимум две скважины, чтобы опыт бурения первой скважины и знание разреза отложений, вскрытых ею, можно было использовать для удачного проведения второй скважины.

Таким образом, при заложении двух скважин в сводовой части структуры, особенно в случае вытянутой формы залежи, повыша­ется надежность решения задачи поисков, возрастает объем инфор­мации для постановки разведочных работ на площади, так как за­лежь вскрывается более чем в одной точке. Таким методом в на­чале века осуществлялись поиски нефтяных месторождений в Азер­байджане.

 

2. Заложение поисковых скважин на асимметричных складках

Выбор места заложения первой поисковой скважины на пологом крыле косой асимметричной складки был принят большинством геологов начиная с 10-х годов XX в.

Для вскрытия и опробования глубоких продуктивных горизон­тов на асимметричных складках К. П. Калицкий, К. Крэг, А. И. Ко­сыгин, М. В. Абрамович предлагали закладывать первую поиско­вую скважину на более пологом крыле видимого перегиба слоев. Это предложение основывалось на наблюдаемом с глубиной сме­щении сводов перспективных горизонтов в сторону пологого крыла, причем «.. .пологое крыло представляет собой более обширное поле для эксплуатации с более медленно меняющимися глубинами зале­гания» [26, с. 33], на которых можно быстрее обнаружить залежь.

Расстояние от видимого свода до предполагаемого места зало­жения поисковой скважины предлагалось определять по формуле Пэско l=L*tga+K, где l —расстояние от скважины до свода;

L—глубина скважины; a—угол наклона плоскости, проходящей через вершины пластов складки; К—расстояние между геометри­ческими местами вершин (мест перегиба) и сводов (горизонталь­ных частей пластов, образующих данную асимметричную складку).

Принцип заложения поисковых скважин на складках подобного типа получил дальнейшее развитие. Поиски залежей на структу­рах, характеризующихся наличием узкого крыла с крутым паде­нием слоев и широкого пологого крыла, занимающего обширную площадь, проводятся профилем из двух-трех скважин (в зависи­мости от размеров складки), проходящим от свода складки на ее пологое крыло. При наличии структурной карты по верхним опор­ным горизонтам первую скважину задают в некотором удалении от свода в сторону пологого крыла, последующие скважины бу­рятся в этом же направлении до установления газожидкостного или водонефтяного контакта и замка ловушки. Заложение про­филя скважин в таком направлении обусловлено, как отмечалось выше, смещением сводов глубокозалегающих горизонтов в сторону пологого крыла, а также большей вероятностью определения ме­стоположения контакта, поверхность которого имеет здесь значи­тельные размеры.

Рассматриваемый метод заложения скважин применяется в практике поискового бурения в настоящее время и может исполь­зоваться для предварительной оценки открытого месторождения.

 

3. Заложение поисковых скважин по профилю вкрест простирания структуры

Метод размещения скважин по профилю вкрест простирания струк­туры был разработан в 20-е годы для поисков основных объектов того периода - неглубоко погруженных «закрытых» антиклиналь­ных складок. В настоящее время он применяется для подтверждения наличия складки на глубине и открытия залежей нефти в прак­тике поисковых работ. При такой системе первые скважины (как правило, три) размещают по линии вкрест простирания пород та­ким образом, чтобы одна из них попала в свод складки, а две другие—на противоположные крылья. Как отмечает М. Ф. Мирчинк, на антиклинальных складках необходимо «заложение сразу нескольких скважин, одна за другой, в каком-либо определенном направлении (например, в сторону крыла складки), не дожидаясь окончания предыдущих» [26, с. 34].

Бурение одного поперечного профиля поисковых скважин реко­мендуется в случае брахиантиклинальных и антиклинальных струк­тур небольших размеров, а также новых тектонических зон, еще не освоенных бурением, поскольку такое размещение скважин по­зволяет решать поисковую задачу даже при условии недостаточно изученных закономерностей в поведении структурных планов раз­личных стратиграфических подразделений.

Профильное заложение скважин осуществляется также при по­исках залежей нефти и газа, не связанных с антиклинальными структурами. Например, для обнаружения залежей стратиграфиче­ских и литологических, выклинивающихся вверх по восстанию по­род, когда по данным сейсморазведки нельзя получить точного представления о характере залегания пластов и месте их выклинивания, как правило, закладывают профиль из двух-четырех глубо­ких скважин вкрест простирания пластов в районе предполагае­мого выклинивания продуктивных отложений.

В настоящее время установлено, что метод заложения поиско­вых скважин по поперечному профилю не может считаться универ­сальным, поскольку он имеет определенные ограничения. Его не­целесообразно использовать в условиях небольшого для данного района коэффициента заполнения ловушек, при разбуривании структур, положение крыльев которых достоверно устанавливается сейсмическими методами разведки, на узких, линейно вытянутых складках.

Применение этого метода не оправдано также при смещении структурных планов вдоль длинных осей поднятий.

 

4. Крест поисковых скважин

В 20-е годы наряду с разведкой по профилю возникла система за­ложения пяти поисковых скважин. Одно из немногих в области по­искового бурения положений, по которому существует почти полное единство мнений, следующее: если нельзя ограничиться одной-двумя скважинами, закладываемыми в своде, последующие поиски на антиклинали осуществляют по профильной системе. В первую очередь бурят скважины по профилю вдоль короткой оси складки, а во вторую—две скважины на периклинальных окончаниях, в ре­зультате чего образуется классический крест.

Скважины предлагалось располагать на различных гипсометрических отметках, а интер­валы между скважинами вычислять путем деления предполагае­мой высоты залежи на количество скважин без одной. Определив абсолютную отметку сводовой скважины, легко вычислить отметки остальных. Предлагалось также крыльевые поисковые скважины закладывать в непосредственной близости от последней замкнутой изогипсы.

Ввиду того, что залежи нефти и газа в литологических и стра­тиграфических ловушках распространены по существу во всех нефтегазоносных районах и по всему разрезу осадочного чехла, многие исследователи рекомендуют в поисковый период проектиро­вать до пяти поисковых скважин по указанной системе при раз­буривании крупных структур, на погружениях которых вероятнее всего можно встретить наиболее крупные скопления УВ. Первую поисковую скважину закладывают в своде структуры в целях установления сводовых пластовых залежей нефти и газа, две по­следующие — на крыльях для выявления литологически и страти­графически экранированных залежей и, наконец, две последние скважины - на периклинальных окончаниях структуры для дета­лизации геологического строения и обнаружения залежей.

Метод нерационален при по­исковом разбуривании асимметричных, куполовидных и узких, ли­нейно вытянутых антиклинальных складок.

 

5. Заложение скважин по методу клина

Первая из известных систем разбуривания рукавообразных зале­жей нефти предусматривала скорее оконтуривание уже открытых залежей, чем их поиски. Окончательное завершение система раз­мещения скважин по методу клина получила в 1930 г. Сущность метода заключается в следующем. На площади, где ожидается наличие залежи, закладывают первую скважину (рис. 4.1.1, а). При установлении в ней нефти перпендикулярно к предполагаемому по­ложению оси закладывают еще две скважины (скв. 2 и 3) по обе стороны от первой для уточнения положения оси залежи. С учетом полученных данных бурят четвертую скважину на оси залежи вниз по падению продуктивных отложений. В зависимости от результа­тов ее бурения вкрест простирания оси задают следующие две скважины и т. д. Такая система позволяет последовательно нара­щивать площадь нефтеносности вдоль оси залежи.

В ряде случаев описанная схема разбуривания рукавообразных залежей нефти незначительно видоизменялась (см. рис. 4.1.1,6, в) при сохранении основного принципа: последовательного прослежи­вания оси залежи вниз по падению пород. Последнее обстоятель­ство было обусловлено тем, что почти все залежи аналогичного типа в 30-е годы обнаруживались у естественных выходов нефти на дневную поверхность.

Данный метод разбуривания рукавообразных залежей, полу­чивший название «разведки клином», успешно применялся при прослеживании рукавообразного вида залежи нефти на Войвожском месторождении.

В настоящее время метод клина, по мнению многих исследо­вателей, применим при разбуривании нешироких полосообразных залежей. Метод используется как для предварительной оценки открытого месторождения, так и для его разведки.

 

Рис. 4.1.1. Варианты системы размещения скважин по методу клина:

1 — изопахиты, м; 2 — ось нефтяной залежи; 3—предполагаемое направление оси залежи; 4— линия выклинивания пород-коллекторов; 5—скважина: в числителе номер скважины, в знаменателе вскрытая мощность продуктивных отложений, м

 

6. Треугольная система расположения поисковых скважин

Треугольная система расположения поисковых скважин широко применялась в 30-е годы на нефтяных месторождениях района Баку.

Суть системы заключается в следующем. При наличии на пло­щади продуктивной поисковой скважины следующие две скважины задают на равном расстоянии от первой, в вершинах треугольника. В дальнейшем скважины бурят по равномерной треугольной сетке в шахматном порядке. Каждую новую скважину закладывают в вершине равностороннего треугольника, в двух углах которого были расположены продуктивные скважины. Расстояния между скважинами выбирают кратными расстояниям в сетке будущих эксплуатационных скважин.

С выходом в новые нефтегазоносные провинции и области эта система заложения поисковых скважин стала решать новую прин­ципиально важную задачу—определение направления смещения свода антиклинальной складки с глубиной. В условиях резкого не­соответствия структурных планов различных стратиграфических комплексов по трем точкам определялись плоскость, угол падения и простирания, а следовательно, и пространственное положение оп­ределенной стратиграфической единицы (продуктивного горизонта) на данном участке.

В настоящее время треугольная система заложения скважин рекомендуется некоторыми исследователями при поисках нефтяных и газовых залежей, приуроченных к крупным структурам непра­вильной формы и небольшим куполовидным поднятиям, а также при прогнозе структурно-литологических и стратиграфических ло­вушек.

При поисках литологически ограниченных залежей скважины также рекомендуется размещать по треугольнику.

 

 

Рис. 4.1.2. Схема размещения скважин при поисках литологически ограниченных за­лежей нефти и газа (по Н. И. Марков­скому и др.):

1 - номер скважины, в скобках - содержание углеводородов в пластовых водах, %; 2—ре­зультирующая линия; 3—изогипсы кровли перспективного горизонта

 

7. Размещение поисковых скважин по радиальным профилям

Расположение первых скважин по радиальным профилям рекомен­довано А. В. Ульяновым в 1946 г. при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к соляным куполам Эмбенской нефтеносной области.

Наращивание профилей производят по падению пород и осуществляют направленное бурение скважин. Первые четыре скважины (по одной в каждом профиле) бурят одновременно, по­следующие закладывают в зависимости от полученных резуль­татов.

Радиальное расположение скважин рекомендуется также при поисковом разбуривании структур неправильной формы. Для куполовидных складок В. Я. Соколовым была предложена трех­лучевая система размещения скважин. По его мнению, при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к указанному типу структур, целесообразно вообще отказаться от расположения скважин кре­стом или по профилю.

Радиальное размещение поисковых скважин при разбуривании ловушек антиклинального типа предложено в 1978 г. В. Н. Во­робьевым. Исходя из того, что в разрезе подготовленной ловушки возможно выявление залежей не только в сводовых участках струк­тур, но и в крыльевых и периклинальных зонах (неантиклиналь­ные ловушки), он предлагает на антиклинальных поднятиях с доказанной нефтегазоносностью в основу систем размещения поиско­вых скважин для предварительной оценки месторождения (по В. Н. Воробьеву, второй этап поисковых работ) положить принцип последовательного наращивания поля продуктивности во всех на­правлениях, от свода вплоть до выхода на внешний контур залежи. Повысить степень равномерности размещения скважин по площади структуры можно, по мнению этого исследователя, путем замены поискового креста и параллельных профилей системой так назы­ваемого «поискового треугольника». Первые три поисковые сква­жины, следующие за скважиной-открывательницей, надо разме­щать на трех лучах, направленных от свода структуры под углом примерно 120°. Один из лучей совпадает с длинной осью поднятия (см. рис. 4.1.3, в). При этом каждая последующая скважина должна вскрывать кровлю продуктивного горизонта на величину А/г боль­шую, чем предыдущая.

Эта величина, названная «шагом высоты заложения», определяется числом поисковых скважин п и высотой складки Н (максимально возможной высотой залежи) А/1=Н/г. В случае, если ни одна из пробуренных скважин не вышла на внешний контур нефтегазоносности, данный треугольник (лучи) разворачивают на 180° и скважины закладывают на трех новых лучах, являющихся продолжением первых по другую сторону от свода. Если все скважины второго треугольника вновь окажутся в пределах контура нефтегазоносности, подобную операцию повто­ряют вплоть до выхода на контур залежи.

 

Рис. 4.1.3. Схемы размещения поисковых скважин по радиальным профилям:

а, б — по В. Я. Соколову (а — сейсмическая карта по кровле продуктивных песчаников Еланского месторождения, б — структурная карта по кровле продуктивных песчаников по данным бурения с учетом материалов сейсморазведки Еланского месторождения);  в — по В. Н. Воробьеву.

1 — линии сейсмопрофилей; 2 — скважины; 3 — контур залежи; 4 — изогипсы кровли продук­тивного горизонта

 

8. Система параллельных профилей поисковых скважин

Начиная с 40-х годов система параллельных профилей поисковых скважин вошла в практику работ при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к глубоко погруженным складкам, рифовым массивам, соляным куполам и в новых районах со сложным тек­тоническим строением.

На подготовленной к глубокому бурению структуре главным образом линейного характера и узкой вытянутой формы заклады­вают генеральный профиль из трех-четырех поисковых скважин вкрест ее простирания через предполагаемый свод. Последующие профили из двух-трех скважин располагаются параллельно пер­вому с удалением в сторону периклиналей. При такой системе размещения скважин можно наиболее быстро изучить характер пространственного залегания продуктивных горизонтов, нефтегазоносность разреза и определить направление разведочных работ. Скважины в соседних профилях располагают в шахматном по­рядке.

 

9. Заложение многоствольных поисковых скважин

В 1957 г. для поисков и оконтуривания залежей нефти ишимбайского и кинзебулатского типов Г. П. Ованесов предложил бурить многоствольные поисковые скважины.

Структуры, к которым приурочены залежи указанных типов, представляют собой резко выраженные одиночные рифы или группы рифовых тел, связанных между собой узкими перешей­ками - седловинами. Крутизна склонов превышает местами 40-50°. Залежи нефти, приуроченные к рифам, обычно имеют высо­кий этаж нефтеносности (сотни метров) и незначительные площад­ные размеры, в связи с чем скважины при их поисках и разведке закладывают на небольших расстояниях друг от друга (300-500 м).

Поиски залежей названных выше типов рекомендовалось про­водить наклонно направленным бурением, так как на глубинах около 2000 м отклонения могут достигать 300-600 м. В этом слу­чае вместо трех-четырех отдельных скважин, расположенных на расстоянии 400-500 м друг от друга, бурят поисковую скважину с двумя-тремя дополнительными стволами. После окончания бу­рения первого ствола в случае отсутствия в нем объектов для оп­робования и необходимости заложения новых скважин для даль­нейшего изучения разведываемой площади бурят дополнительный ствол с отклонением забоя от основного ствола на 300-500 м. Новые стволы закладывают после установки цементных мостов в предыдущих стволах. Одной такой кустовой скважиной иссле­дуется площадь 1 км².

Метод применим в случаях, когда при поисках и разведке за­лежей УВ нецелесообразны большие расстояния между скважи­нами: при разбуривании рифов и резко выраженных структур, не­больших структур со сложной конфигурацией, ловушек с резко ме­няющимися свойствами и составом слагающих пластов-коллекто­ров, а также при ведении геолого-разведочных работ на нефть и газ на шельфах морей и океанов, при бурении поисковых скважин с платформ, искусственных островов и эстакад.

 

10. Заложение поисковых скважин вдоль длинной оси структур

В начале 60-х годов при разбуривании удлиненных антиклиналь­ных складок в Восточной Туркмении было установлено, что закла­дывать поисковые скважины вкрест простирания таких структур неэффективно. Перегиб слоев вдоль длинной оси таких складок всегда менее выражен, чем вдоль короткой оси, поэтому на сейсми­ческой структурной карте положение антиклинального перегиба на длинной оси (т. е. свода складки) определяется с недостаточной надежностью. В таких условиях первый профиль из трех поисковых скважин, пробуренных в своде вдоль короткой оси удлиненной складки, в действительности может оказаться смещенным на периклиналь, что, например, произошло на Гагаринской структуре. Кроме того, при узкой складке уменьшается вероятность попадания крыльевых скважин в контур залежи.

Пилип Я.А. и Соколов В.Я. предложили метод поиско­вого разбуривания вытянутых антиклинальных складок по продоль­ному профилю, который успешно применяется в Восточной Туркме­нии.

Заложение первоочередного профиля поисковых скважин вдоль длинной оси складки с последующей разведкой залежей по диагональным профилям оказалось эффективным при разбуривании полнопластовых и водоплавающих залежей нефти и газа, много­пластовых месторождений и при осложнении структуры (ловушки) поперечными или диагональными тектоническими нарушениями.

Применение данного метода неэффективно на асимметричных антиклинальных складках, а также в районах с установленной за­кономерностью смещения структурных планов поднятий по корот­кой оси.

 

11. Заложение поисковых скважин по диагональному профилю

Впервые вопрос о целесообразности заложения профиля поисковых скважин по диагонали к простиранию положительной структуры рассматривался М. В. Абрамовичем в 1948 г. В последующие годы этот метод расположения скважин применялся при разбуривании узких линейно вытянутых антиклинальных складок.

Поиски нефтяных и газовых залежей на структурных поднятиях подобного типа неэффективно проводить профилем скважин вдоль длинной оси складки или поперечным профилем вкрест ее прости­рания, если неясно «поведение» структурных планов по различным горизонтам. При разбуривании глубокозалегающих объектов по­исков продольным профилем многие скважины могут оказаться за контуром в случае смещения свода поднятия по короткой оси. При бурении же поперечного профиля из трех скважин нет полной уве­ренности в том, что даже центральная скважина находится в наи­лучших структурных условиях, а не попала на одну из периклиналей при смещении свода по длинной оси. При отклонении линии профиля от поперечного по короткой оси поднятия разведка ве­дется также и по простиранию складки. Бурение первоочередного диагонального профиля из трех поисковых скважин (в зависимо­сти от площадных размеров структуры) дает информацию как о крыльевых, так и о периклинальных частях складки, позволяет определить направление возможного смещения свода с глубиной.

Рекомендуется буре­ние диагонального профиля не менее чем из трех скважин, что обеспечит наибольший объем информации о геологическом строе­нии и продуктивности площади на поисковом этапе.

 

12. Заложение скважин для оценки размеров газовых и нефтегазовых залежей по методу В. П. Савченко

В 50-х годах В. П. Савченко была разработана и в дальнейшем усовершенствована методика определения высотного положе­ния газоводяных, водонефтяных и газонефтяных контактов откры­тых месторождений и залежей по результатам гидрогеологических и гидродинамических исследований в первых пробуренных сква­жинах.

Согласно данной методике, кроме скважин в сводовых частях структур, где ожидаются или открыты газовые и нефтегазовые за­лежи, на каждом крыле структуры должно быть заложено по сква­жине, вскрывающей весь разрез отложений в водонасыщенной части. В этих законтурных скважинах изучают воды всех пер­спективных горизонтов, величины напоров, характер и направление их изменения. В скважинах, вскрывших газовые залежи (нефтяные оторочки), определяют истинное пластовое давление газа (нефти) по возможности в каждой залежи. По полученным данным рассчи­тывают высотное положение ГВК, ГНК и ВНК.

В районах или стратиграфических комплексах с незначитель­ными изменениями напоров пластовых вод с целью обнаружения нефтяных оторочек, окаймляющих газовые залежи или полностью подстилающих их, одну-две скважины закладывают между вну­тренним и внешним расчетными контурами газоносности. При зна­чительных изменениях пьезометрических напоров пластовых вод нефтяная оторочка может быть смещена на одно из крыльев. В этом случае скважину закладывают на участке наиболее низкого напора пластовых вод продуктивного горизонта. Непосредственный контакт газа с водой в скважине, пробуренной на этом участке, указывает вообще на отсутствие нефтяной оторочки в пределах данной залежи.

 

13. Заложение поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах

При разбуривании антиклинальных структур, осложненных нарушениями большой амплитуды, не исключена возможность обнару­жения на одной площади двух самостоятельных залежей — над и под взбросом.

При наличии сброса на некотором расстоянии от него по обе его стороны закладывают две поисковые скважины для выяснения продуктивности объектов в опущенном и припод­нятом блоках.

Если на площади установлен взброс, указанные выше задачи поисков решаются бурением одной поисковой сква­жины, пересекающей поверхность взброса и расположенной так, чтобы обеспечить вскрытие перспективного горизонта как в при­поднятом, так и в опущенном блоках структуры.

Рис. 4.1.4. Схема размещения поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах (по А. М. Карапетову):

а — взброс; б — сброс.

1 — изогипсы кровли перспективного горизонта; 2 — линии тектонических нарушений; 3 —поисковые скважины; 4 — опорные линии

 

Рациональное размещение поисковых скважин на структурах рассматриваемого типа исследовал А. М. Карапетов. Для опреде­ления оптимального месторождения и количества поисковых сква­жин в качестве основы он принял положение опорных линий. Для сводовых тектонически экранированных взбросом залежей опор­ными линиями являются одна из главных осей складки и линия, проходящая между проекциями следов пересечения плоскости на­рушения с подошвой пласта во взброшенной части и кровлей пла­ста в сброшенной части структуры. В этом случае первую поиско­вую скважину закладывают в точке пересечения опорных линий, а вторую с целью определения площадных размеров открытой за­лежи—в пределах последней замкнутой изогипсы (в зоне пред­полагаемого ВНК или ГВК) {рис. 4.1.4, а).

В случае сводовых тектонически экранированных сбросом зале­жей опорными линиями являются одна из главных осей складки и линии, параллельные проекциям следов пересечения кровли пла­ста в сброшенной и взброшенной частях с плоскостью нарушения и проходящие на расстоянии, в 1,5 раза превышающем расстояние между скважинами в эксплуатационном ряду. Для разбуривания таких структур на поисковом этапе требуются четыре скважины:

две—на пересечении опорных линий и две—на периклинальных окончаниях в зонах предполагаемого нахождения контакта (рис. 4.1.4, 6).

 

14. Заложение поисковых скважин в «принципиальном» направлении

Поиски нефти и газа на подготовленных к бурению площадях осу­ществляют обычно путем размещения скважин по профилю вкрест простирания пород, на двух пересекающихся профилях и иногда по треугольной системе. Забуривают одновременно две поисковые скважины—сводовую и крыльевую, расположенную в направле­нии возможного смещения свода.

По вопросу о выборе точки заложения второй поисковой сква­жины мнения многих исследователей сходятся. Если предпола­гается несоответствие структурных планов различных горизонтов, вторую скважину бурят на линии, проходящей вкрест простирания складки, на ее более пологом крыле, т. е. в направлении возмож­ного смещения свода, названном «принципиальным». Нефтегазоносность высокоамплитудных (более 50 м) структур, размер которых по длинной оси превышает 2 км, оценивают двумя поиско­выми скважинами: одну из них закладывают в своде сейсмической структуры, другую—в «принципиальном» направлении. На более высокоамплитудных поднятиях количество поисковых скважин мо­жет быть увеличено до трех.

 

15. Метод «критического» направления

В результате анализа состояния геолого-разведочных работ на нефть и газ на Устюрте В. Д. Ильин, К. А. Клещев и Е. И. Сафо­нов в 1967 г. предложили систему размещения поисковых скважин на малоамплитудных поднятиях.

Метод основан на тщательном изучении морфологии складок, имеющих плавные расплывчатые очертания и небольшие ампли­туды, не превышающие первых десятков метров. Вверх по разрезу структуры выполаживаются, выражаясь в виде структурных террас и носов, или полностью раскрываются. Суть метода сводится к тому, что малоамплитудные поднятия, не имеющие четкого за­мыкания по данным сейсморазведки, одновременно разбуривают двумя независимыми скважинами. Первую из них закладывают в предполагаемом своде для выяснения нефтегазоносности складки, вторую бурят на участке ее менее ясного элемента («критическое» направление). Таким элементом могут быть крылья и периклинальные окончания структур, а также межкупольные прогибы и седловины. В дальнейшем по мере усовершенствования методики применительно к структурам различного типа под «критическим» направлением ряд исследователей (В. Д. Ильин, Г. А. Габриэлянц, А. Н. Золотов) стал понимать участок наименее выраженного за­мыкания ловушки, определяющий возможность сохранения залежи и ее вероятную высоту.

Если структуры расположены в пределах моноклинальных склонов, вторую скважину закладывают в направлении региональ­ного подъема слоев, в зоне слабо выраженного замыкания складки (рис. 4.1.5, а). Эта зона и является «критическим» направлением для данного типа структур.

Для многокупольных поднятий, состоящих из нескольких ло­кальных структур, залежи которых могут иметь единый контур, «критическими» направлениями являются зоны «полного запол­нения всех куполов» и «максимального заполнения ловушки».

Метод «критического» направления применяют и при поисках залежей нефти и газа в рифовых отложениях. Он заключается в опережающем бурении скважин на участках рифовых построек, геологическая информация по которым позволяет в кратчайший срок определить тип рифовой ловушки и дать геолого-экономиче­скую оценку ее запасов. По соотношению с вмещающими поро­дами и морфологии В. Д. Ильиным и другими исследователями выделены три основных типа рифовых построек. Характер приуро­ченных к ним залежей и методика поискового разбуривания зави­сят от того, являются ли предрифовые и зарифовые фации литологическим экраном или коллекторами. «Критическое» направление для линейно вытянутых рифов и холмовидных изометричных в плане рифовых построек представляют свод и склон рифа, обра­щенный в сторону открытого моря. В этих зонах бурят две поиско­вые скважины для определения типа рифовой постройки и высоты залежи, а третью скважину закладывают на тыловом склоне для выяснения возможной ширины залежи. Дальнейшее бурение на ли­нейно вытянутых рифах проводится по длинной оси. Для установ­ления длины залежей, приуроченных к холмовидным изометричным рифам, последующие скважины бурят на пересечении, перпендику­лярном к первому профилю.

 

 

Рис. 4.1.5. Схема размещения по­исковых скважин на «критиче­ском» направлении (по В. Д. Иль­ину):

а—на малоамплитудных поднятиях; б—на многокупольных поднятиях; 1— изогипсы кровли продуктивных от­ложений; 2—скважины; 3 — лишние скважины

 

Первую скважину на рифах третьего типа (лепешковидные изометричные в плане рифовые постройки, подобные подводным водо­рослевым банкам и состоящие из отдельных биогермов) задают на участке наиболее крупного биогерма. Последующее разбуривание осуществляют по схеме, установленной для холмовидных ри­фов, для оценки нефтегазоносности каждого биогерма.

 

16. Заложение поисковых скважин в зонах вероятного местонахождения контактов

В 1968 г. Н. Н. Осадько и Б. И. Бараш предложили метод прибли­женного определения гипсометрического положения контакта угле­водороды-вода первыми поисковыми скважинами, основанный на оценке коэффициентов заполнения ловушек по конкретному нефтегазоносному району. На примере месторождений нефти и газа Прикумско-Тюленевского вала (Скифская плита), Центрально-Ка­ракумского свода и Амударьинской впадины (Туранская плита) было установлено, что 14,8 % ловушек заполнены углеводородами до 40% их высоты (низкая степень заполнения), 12,5% - более чем на 80% их высоты (высокая степень заполнения) и 72,7% всех ловушек - на 40-80 % их высоты. Зная характер заполнения ловушек, на поисковой стадии можно приближенно определять гип­сометрическое положение контакта углеводороды-вода и выби­рать точки заложения скважин. Метод применим для предвари­тельной оценки открытых месторождений, залежей, приуроченных к антиклинальным ловушкам.

 

17. Зигзаг-профильное заложение поисковых скважин

Принцип зигзаг-профильного поискового бурения на нефть и газ предложен К. С. Масловым в 1968 г. применительно к ловушкам, образованным в пластах-коллекторах базальных зон трансгрессирующих горизонтов вследствие несогласного налегания их на по­роды доперерывного комплекса или выклинивания в условиях как трансгрессивного, так и регрессивного залегания включающих эти пласты толщ. Такие ловушки обычно формируются в условиях моноклинального наклона пластов. В базальных зонах образуются рукавообразные, дельтовые, баровые и другие подобные им литологические залежи.

Рис. 4.1.6. Схема зигзаг-профильного бурения поисковых скважин (по К. С. Маслову):

а — геологическая карта района работ; б — зигзаг-профиль поисковых скважин в направ­лении погружения пластов для обнаружения дельтовых и других литологических залежей нефти и газа.

1—предполагаемый контур погребенной долины палеореки; 2 — колонковые скважины; 3— поисковые скважины; 4 — возможное местоположение береговой линии регрессировавшего моря; 5 — возможная граница распространения алевролито-песчаных слоев авандельтовой зоны; 6 — внешний контур нефтяной залежи, установленный в результате бурения поисковых скважин; 7 — участок геологической карты, определяющий наличие погребенной долины палеореки; 8 — поверхность стратиграфического несогласия

 

18. Способ опорного профильного бурения

Более общим методическим принципом поисков литологических залежей можно считать принцип опорного профильного бурения поисковых скважин. Такое бурение необходимо в случаях, когда по результатам историко-геологического, палеогеографического и фациального анализов в некоторых общих чертах намечается зо­нальное распространение песчано-алевритовых отложений на скло­нах региональных тектонических структур, подчиненное фациальной изменчивости накопления осадков того или иного стратиграфи­ческого горизонта, но нет достаточных данных для определения местоположения зон развития коллекторов и границ их выклини­вания.

Опорный профиль поисковых скважин необходимо располагать вкрест регионального простирания пластов на участке, в пределах которого ожидается распространение зоны песчано-алевритовых осадков той или иной фации. Первую скважину следует бурить с целью поисков самой зоны песчано-алевритовых отложений, в ко­торой могли сформироваться литологические залежи. Если эта скважина вскроет водонасыщенные пески, то следующую поиско­вую скважину необходимо закладывать вверх по восстанию пла­стов, так как литологически ограниченный природный дельтовый (или клиновидный) резервуар является резервуаром-ловушкой. Если вторая поисковая скважина окажется за пределами распро­странения песчано-алевритовых отложений в направлении восста­ния пластов, то дальнейшие поисковые скважины необходимо раз­мещать по принципу зигзаг-профильного бурения вдоль простира­ния пород.

Данный способ можно рассматривать как одну из разновидно­стей метода клина, когда отсутствуют определенные представления о положении оси литологически ограниченной ловушки.

 

19. Метод «шаг поискового бурения»

Метод «шаг поискового бурения», предложенный Г. А. Габриэлянцем, обеспечивает выбор точек заложения скважин для определе­ния ВНК и ГЖК в залежах нефти и газа пластового сводового типа первыми скважинами.

Рис. 4.1.7. Схема размещения скважин по методу «шаг поискового бурения» на брахиантиклинальной складке:

I — ВНК; 2 — блок залежи, вскрытый первой скважиной; 3 — блок залежи, вскрытый вто­рой скважиной; 4—скважины; 5 — изогипсы кровли продуктивных отложений; 6 — пласто­вые воды

 

Поисковая скв. 1, пробуренная в своде и вскрывшая на полную мощность продуктивный пласт мощностью h (рис. 4.1.7), позволяет уверенно судить о наличии залежи в присводовой части складки, ограниченной снизу поверхностью достоверного существования за­лежи (поверхность АВ). Эту поверхность проводят горизонтально через самую нижнюю точку, в которой установлено наличие нефти или газа. Следующую скважину закладывают на профиле по ко­роткой или длинной оси складки в точке пересечения линии по­верхности достоверного существования залежи с кровлей пласта в точках Л или В. Она дает информацию о залежи в пространстве между поверхностями достоверности, установленными в первой и во вновь пробуренной скважинах. Последующие скважины закла­дывают по аналогичной методике до установления ВНК или ГЖК.

 

20. Заложение скважин по показателю удельной высоты залежи

В 1974 г. Э, А. Енгалычев предложил методику решения основных задач предварительной оценки месторождений, залежей нефти и газа пластового сводового типа на основании принципа их оценки по показателю удельной высоты залежи. Поскольку сущест­вующие геолого-геофизические методы подготовки ловушек и спо­собы определения коэффициентов их заполнения не всегда дают однозначные ответы, что приводит к бурению значительного числа законтурных скважин, скважины для определения ГЖК (ВНК) рекомендуется размещать исходя из общей мощности продуктив­ного горизонта с учетом характера его насыщения. Под удельной высотой залежи h (рис. 4.1.8.) понимается отношение высоты откры­той залежи пластового сводового типа к общей мощности продук­тивного горизонта, которое характеризует степень заполнения под­земного резервуара углеводородами. В зависимости от величины этого показателя различают три типа залежей.

Рис. 4.1.8. Схемы размещения скважин на залежах пластового сводового типа в зависимости от удельной высоты залежи (а — малой, б — средней, в — боль­шой) (по Э. А. Енгалычеву)

 

В случае малой удельной высоты залежи (неполнопластовая за­лежь) поисковая скважина в сводовой части ловушки устанавли­вает положение контакта; расчетный внешний контур залежи опре­деляется пересечением контакта с кровлей пласта. Предваритель­ная оценка таких залежей производится бурением двух-трех скважин по трехлучевой системе.

При средней удельной высоте (&з) залежи положение внешнего контура не зависит от установленной в сводовой скважине общей мощности пласта. Такие залежи в пределах ожидаемого внешнего контура делятся на три участка: центральный (&з<2) и два крае­вых (h<1). Предварительная оценка этих участков осуществля­ется бурением четырех скважин по продольному и поперечному профилям, проходящим через сводовую скважину-открывательницу. В первую очередь разбуривается центральный участок, в пре­делах которого закладывают по одной скважине на противополож­ных крыльях складки. Две другие скважины бурят на краевых уча­стках.

Залежь большой удельной высоты в пределах ожидаемого внеш­него контура делится вдоль длинной оси на пять участков: цент­ральный (&з>2), два промежуточных (&з<2) и два краевых (&з< <1). Предварительная оценка таких залежей производится пятью скважинами. Первоочередные скважины закладывают в пределах промежуточных участков на противоположных крыльях структуры. Затем бурят скважины на центральном и краевых участках (по одной).

21. Способ размещения скважин на массивных залежах

Рассматриваемый способ предложен Г. А. Габриэлянцем  в 1974 г. для поисков и предварительной оценки месторождений нефти и газа, приуроченных к крупным поднятиям с неясным поло­жением свода в районах, зонах и стратиграфических комплексах установленного или предполагаемого распространения залежей массивного типа. Применение метода обеспечивает получение на­дежных данных для построения объемной геометрической модели залежи для составления обоснованного проекта разведочных работ.

Суть разработанной системы размещения скважин заключается в следующем. На подготовленной к глубокому бурению структуре закладывают две или три поисковые скважины вдоль длинной оси в пределах предполагаемого сводового участка (рис. 4.1.9), скважины пронумерованы по порядку бурения), например скв. 1-3. При по­лучении промышленных притоков нефти или газа одновременно или последовательно в зависимости от геолого-экономических и конъ­юнктурных условий бурят скв. 4-6 по системе треугольника на каждом крыле структуры, чтобы достоверно определить их поло­жение в пространстве и выделить сводовый участок. Поисковые треугольники располагают таким образом, чтобы одна из их сторон была параллельна вероятному направлению длинной оси складки. Таким образом, из шести скважин, пробуренных на продуктивной структуре, четыре оказываются вблизи свода (по две на каждом крыле), а две, расположенные в вершинах треугольников, характе­ризуют приконтурную зону. Предлагаемая система заложения скважин свободна от указанных недостатков традиционных мето­дик и позволяет надежно установить определяющие элементы структуры. По трем точкам определяется положение крыла струк­туры в пространстве; пересечение крыльев дает осевую линию и, таким образом, точное местоположение свода. Кроме того, в шести точках залежи достоверно определяют положение ГЖК или ВНК и, следовательно, основной параметр для проектирования разве­дочных работ по принципу «на равные объемы запасов—равное число скважин» — размер площади продуктивности.

Рис. 4.1.9. Принципиальная схема разме­щения скважин

при поисках и предва­рительной оценке массивных залежей нефти и газа

 

Равномерное освещение залежи позволяет ориентировочно оце­нить запасы нефти и газа, поскольку четырьмя из шести скважин вскрывается сводовый блок залежи, где сосредоточены основные запасы ловушки в массивном резервуаре. На базе полученной ин­формации намечаются зоны равных объемов для рационального размещения разведочных скважин.

 

22. Метод «различия вариантов»

Габриэлянц Г.А., Павлов М.Б.  и Аракелян В.А.  в 1979 г. пред­ложили метод выбора точек заложения скважин на основе созда­ния и оценки вариантов моделей залежей нефти и газа. Этот ме­тод применим в случае, когда ввиду сложности изучаемого объекта, недостатка информации о его строении и других отрицательных факторов невозможно однозначно объяснить имеющийся фактиче­ский материал. Предварительная оценка открытого месторождения позволяет создать несколько достаточно отличающихся друг от друга вариантов (гипотез) моделей залежей, не противоречащих исходным данным. Проявление субъективизма при выборе одного из вариантов как основы для заложения системы скважин может привести к безрезультатному и неинформативному бурению и дис­кредитировать рациональную методику работ.

Предлагаемый метод обеспечивает целенаправленное бурение одиночных скважин для определения масштабов открытых зале­жей и установления основных закономерностей их строения путем выполнения последовательности процедур:

1) построение вариантов модели залежи нефти и газа по имею­щимся фактическим данным;

2) выявление наиболее различающихся вариантов и их оценка;

3) проверка величины различий: если она существенна, пере­ход к пункту 4, если незначительна—предварительная оценка за­лежи по методике, наиболее рациональной для данного типа;

4) определение зон возможного заложения скважин;

5) оценка зон и выбор местоположения скважин;

6) бурение скважин, переход к пункту 1.

Поскольку даже при достаточно густой сети наблюдений число вариантов модели может быть значительным, например, из-за не­устранимых ошибок наблюдения и интерполяции, имеет смысл го­ворить лишь о существенно различных вариантах. Опыт показы­вает, что из возможных на данном этапе вариантов модели залежи достаточно выбрать два, наиболее различающихся, считая осталь­ные промежуточными. Дальнейшие работы должны быть направ­лены на стабилизацию модели залежи посредством бурения от­дельных скважин в наиболее информативных точках.

Оценку различий вариантов и выбор точек заложения сква­жин осуществляют с помощью карты, отражающей степень несоот­ветствия значений параметров вариантов. Карту строят путем вы­читания карт-вариантов модели залежи и изображают в изо­линиях разности значений. Нулевые и минимальные значения при­урочены к точкам наблюдений и участкам совпадения вариантов, максимальные значения - к зонам небольших различий вариантов, в которых при определенных условиях и закладывают скважины. Ценность любой зоны определяется, с одной стороны, величиной отклонения ее параметров от показателей других зон, с другой -  величиной возможных запасов нефти или газа, приходящихся на эту зону. Поэтому на каждом выделенном участке значения расхо­ждений вариантов взвешиваются по объему запасов. В результате определяются зоны, оптимальные для заложения первоочередных скважин.

На первых этапах оценки залежи, когда имеется погрешность не только в характере распределения подсчетных параметров, но и в определении самой области их существования, целесообразно в качестве доминирующего критерия принимать просто величину различий вариантов, к максимумам которых и следует приурочи­вать точки заложения скважин на подстадии предварительной оценки.

Данный подход может быть использован при размещении сква­жин на стадии разведки и подготовки месторождений к разра­ботке, а также при размещении опережающих эксплуатационных скважин в зонах совпадения вариантов моделей. В этом случае применение карт различий по отдельным подсчетным параметрам обеспечивает целенаправленный сбор информации.

 

23. Заложение поисковых скважин по равномерной сетке

Одним из возможных методов поисков нефти и газа можно счи­тать разбуривание исследуемого региона по равномерной сетке. Теория этого метода детально разработана Дж. Гриффитсом, И. Д. Савинским, А. М. Шурыгиным и другими исследователями. В основе его лежит предположение о наличии определенного коли­чества месторождений в пределах перспективного района. Задача заключается в выборе таких размеров равномерной сетки поисковых скважин, которые обеспечивали бы максимум попадания сква­жин в пределы месторождения при минимальном объеме затрат.

 

Рис. 4.1.10. Расчетная модель изменения прироста запасов нефти в стоимостном выражении в за­висимости от расстояния между поисковыми скважинами при допущении, что район Мекси­канского залива разбуривается по равномерной сетке скважин (по Дж. У. Харбуху и др.)

 

На рис. 4.1.10 приведена типичная кривая изменения прибыли от при­роста запасов в зависимости от размеров равномерной сетки. В случае малых расстояний между скважинами экономический эф­фект от равномерного разбуривания невелик из-за большого коли­чества поисковых скважин. Прибыль от открытия многочисленных мелких месторождений не компенсирует стоимости поисковых ра­бот по густой сетке скважин. Максимальный экономический эффект достигается при размерах квадратной ячейки около 2-3 км, при больших же размерах вновь уменьшается, так как значительная часть месторождений пропускается. Оптимальные размеры сетки скважин по данным обработки материалов по 15 основным нефтегазоносным провинциям США изменяются от 1,2 до 6,0 км. Бурение скважин по равномерной сетке можно рассматривать как один из методов поисков. До настоящего времени этот метод не применялся в практике поисков месторождений нефти и газа. Опыт использования равномерных сеток при поисковых работах имеется только в рудной геологии. Как отмечают Дж. У. Харбух, Дж. X. Давтон, Дж. К. Девис: «Консерватизм нефтяни­ков частично объясняется тем, что они субъективно больше дове­ряют геологической информации, чем статистическому анализу рас­пределения месторождений и считают (справедливо или ошибочно), что знание геологии может обеспечить успех. Однако более важной причиной консерватизма является то, что в условиях ост­рой конкуренции и свободного предпринимательства, характерных для американской нефтяной промышленности, применение способа бурения по равномерной сетке очень затруднительно или даже не­возможно. Тем не менее такой подход к поискам нефти мог бы обес­печить значительный эффект в случае использования его на кон­цессионных участках с очень большой площадью».

 

24. Заложение поисковых скважин по случайной сетке

Стратегия размещения поисковых скважин по случайной сетке предполагает определение местоположения скважин по таблицам случайных чисел. При этом полностью исключается необходимость каких-либо геологических знаний, т. е. поиски фактически ориен­тируются на бурение «диких кошек». Такой подход к поискам ко­ренным образом противоречит традиционной стратегии поисковых работ, но тем не менее рассмотрение его представляет некоторый интерес. Исследованиями Г. Менарда и Дж. Шермана на при­мере истории открытия крупных месторождений США было пока­зано, что случайное размещение поисковых скважин, в особенно­сти при наличии очень крупных месторождений, могли бы приве­сти к значительно большей эффективности поисков, чем это было в действительности в реальной истории развития нефтяной и газо­вой промышленности США.

В практической деятельности данный метод специально не ис­пользовался. Модифицированный вариант этого метода, видимо, можно применять при проектировании поисковых работ в условиях, когда невозможно осуществить достоверный геолого-геофизический прогноз.

 

 

4.2. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ПОИСКОВЫХ И ОЦЕНОЧНЫХ СКВАЖИН НА ЛОВУШКАХ РАЗЛИЧНОГО ТИПА

Г.А.Габриэлянц. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 2000.

Методические рекомендации по выбору систем размещения поисковых скважин. М., ВНИГНИ, 1982.

 

Заложение поисковых и оценочных скважин на антиклинальных ловушках

В первую группу объединены ловушки, приуроченные к ан­тиклинальным, брахиантиклинальным, куполовидным и ли­нейно вытянутым складкам и многокупольным поднятиям.

 

Рис. 4.2.1. Системы заложения поисковых скважин на антикли­нальных ловушках

а - единичная скважина в своде структуры; б — продольный профиль из двух-трех скважин, в - диагональный профиль из трех скважин; г - радиальные профили; д —   в зоне полного заполнения всех куполов и зоне максимального заполнения ловушки на многокупольных структурах.

 

На достоверно подготовленных к поисковому бурению ан­тиклинальных и брахиантиклинальных складках для откры­тия залежей сводового типа достаточно бурения одной сква­жины в своде структуры (рис. 4.2.1, а).

В районах с доказанной региональной продуктивностью горизонтов поискового этажа (этажей) при высокой надежно­сти подготовленных к поисковому бурению структур и значе­ниях коэффициентов заполнения ловушек, близких к единице, допускается одновременное бурение нескольких (но не более трех) поисковых скважин в сводовой части структуры.

На узких, линейно вытянутых складках поисковое бурение целесообразно осуществлять либо продольным профилем из двух-трех скважин (рис. 4.2.1, б), либо диагональным профилем их трех скважин (рис. 4.2.1, в).

Куполовидные складки следует опоисковывать тремя скважинами, расположенными на радиальных профилях (рис. 4.2.1, г). Первая скважина бурится в своде структуры, последующие закладываются на двух профилях трехлучевой системы. В целях равномерного излучения залежи и устано­вления положения ВНК или ЖК эти скважины располагают­ся на различных гипсометрических отметках с учетом шага поискового бурения.

Поиски на многокупольных структурах осуществляются путем опережающего бурения скважин на участках, определя­ющих степень заполнения всей ловушки. Такими участками являются межкупольные зоны замыкания поднятия в целом. Первая скважина закладывается на наиболее высоком купо­ле. последующие — в зоне полного заполнения всех куполов и зоне максимального заполнения ловушки (рис. 4.2.1., д). При низ­ких значениях коэффициента, заполнения ловушки указанные скважины бурятся последовательно.

 

Заложение поисковых скважин на антиклинальных ловушках, осложненных тектоническими нарушениями

В данную группу включены все антиклинальные, брахиантиклинальные, куполовидные и линейно вытянутые ловушки, осложненные тектоническими нарушениями.

 

Рис. 4.2.2.. Системы заложения поисковых скважин на антикли­нальных ловушках, осложненных тектоническими нарушения­ми:

а — две самостоятельные скважины на поднятом и опущенном блоках; б — единичная скважина в зоне перекрывающихся в плане контуров сводовых участков верхнего и нижнего блоков; в — одиночные поисковые скважины в приподнятых участках изолированных блоков

 

При амплитуде нарушения, меньшей мощности продук­тивного горизонта (залежь не разбита на изолированные бло­ки), система размещения поисковых скважин аналогична си­стеме размещения скважин для ненарушенных антиклиналей.

В районах, характеризующихся высокой надежностью под­готовленных к поисковому бурению структур, для обнаруже­ния залежей на ловушках, осложненных тектоническими на­рушениями сбросового типа, с амплитудой, большей мощно­сти продуктивного горизонта, следует закладывать две само­стоятельные поисковые скважины на поднятом и опущенном блоках (рис. 4.2.2, а).

На ловушках, осложненных тектоническими нарушениями взбросового типа, поисковые скважины располагают в зоне перекрывающихся в плане контуров сводовых участков верх­него и нижнего блоков (рис. 4.2.2, б). На складках, разбитых се­рией тектонических нарушений, целесообразно закладывать одиночные поисковые скважины в приподнятых участках изо­лированных блоков (рис. 4.2.2, в).

В случае, когда плановое положение разрывных наруше­ний установлено с недостаточной надежностью, но их нали­чие характеризуется высокой вероятностью, рекомендуются различные варианты профильного размещения двух-трех по­исковых скважин.

 

Заложение скважин на малоамплитудных антиклинальных ловушках

Описываемая группа объединяет ловушки нефти и газа, при­уроченные к поднятиям с неясными элементами строения. Это антиклинальные складки, имеющие расплывчатые очер­тания и небольшие амплитуды (10-20 м), соразмерные с раз­решающей способностью сейсмических методов подготовки ловушек. Нередко эти поднятия бывают многокупольными, достигают больших размеров по площади и в ряде районов (в особенности в старых нефтегазодобывающих) являются основными объектами поисков нефти и газа. В эту группу включены также антиклинальные ловушки, подготовленные в сложных сейсмогеологических условиях (на больших глуби­нах, в подсолевых или подтрапповых отложениях), амплиту­ды которых сопоставимы с величиной сечения сейсмоизогипс.

 

Рис. 4.2.3. Системы заложения поисковых скважин на малоампли­тудных антиклинальных ловушках:

а — по методу критического направления; б — по методу принципи­ального направления; в — крест поисковых скважин; г— диагональный профиль

 

В районах с установленными закономерными смещениями (по короткой или длинной оси) сводов подготовленных струк­тур относительно сводов структур поискового этажа рекомендуется одновременное заложение двух поисковых скважин: од­ной — в своде на структурной сейсмической основе, другой — в "принципиальном направлении" от него, т. е. в сторону сме­щения свода складки по поисковому этажу (рис. 4.2.3). После выявления характера и величины смещения свода и продук­тивности ловушки закладывают скважины для определения пространственного положения контакта и оценки масштабов залежи (месторождения). Эти скважины размещают по одно­му из описанных выше методических приемов, определяемых морфологическими особенностями структуры, типом резер­вуара и др.

В районах со сложным геологическим строением и в усло­виях низкой разрешающей способности геофизических мето­дов разведки, когда характер и направление смещения сводов не известны, опоисковывание брахиантиклинальных складок следует осуществлять по треугольной системе (свод — кры­ло — периклиналь). В дальнейшем при оценке выявленной залежи достраивают классический крест скважин.

 

Заложение скважин на неантиклинальных ловушках

В группе неантиклннальных объединены стратиграфически и литологически экранированные (ловушки фациальных заме­щений на региональных структурных элементах, на крыльях и переклиналях локальных структур, в пластах-коллекторах, срезанных поверхностью несогласия, эрозионно-останцовые) и литологически ограниченные (приуроченные к песчаным образованиям русел и дельт палеорек, прибрежных валов или к гнездообразно залегающим песчаным линзам, окруженным со всех сторон непроницаемыми породами) ловушки. Связан­ные с ними месторождения и залежи широко развиты в оса­дочном чехле, достигают иногда больших размеров и содер­жат значительные запасы нефти и газа.

 

Рис. 4.2.4. Системы заложения поисковых скважин на неантикли­нальных ловушках:

а — единичная поисковая скважина вблизи предполагаемого экрана; б — профиль из двух скважин в крест линии замещения (выклинива­ния) пород-коллекторов;  в — по простиранию линии литологического (стратиграфического) экрана

 

В настоящее время задача выбора рациональных систем размещения скважин для поисков залежей неантиклинальных систем размещения скважин для поисков залежей неантикли­нального типа решена не полностью из-за отсутствия, как правило, надежных методов выявления ловушек данного ти­па. Как показывает практика поисково-разведочных работ на нефть и газ во многих районах страны, большинство литоло­гически экранированных и литологически ограниченных за­лежей открывается попутно при поисках и разведке залежей в антиклинальных ловушках, т. е. с использованием систем размещения скважин, описанных выше.

Целенаправленные поиски залежей нефти и газа в зонах литологического выклинивания и стратиграфического среза­ния следует осуществлять путем бурения коротких профилей скважин (по две-три) в крест простирания этих зон (рис. 4.2.4). Первую поисковую скважину закладывают на некотором рас­стоянии от предполагаемого экрана, определяемом минималь­но возможными запасами нефти и газа, которые экономически целесообразно разрабатывать на данном этапе в конкретном регионе. После обнаружения залежи одной из поисковых сква­жин в зонах максимального приближения к экрану на пло­щади рекомендуется заложить одновременно еще две сква­жины: одну — по падению пластов продуктивного горизон­та, другую — по простиранию в ту или иную сторону от скважины-открывательницы для установления зоны макси­мального развития продуктивного горизонта. В зависимости от результатов бурения скважины в направлении простира­ния последующими скважинами устанавливаются ширина и ось залежи.

 

Заложение скважин на рифовых ловушках

Выбор системы размещения поисковых скважин на рифовых ловушках определяется морфологией рифового тела, его соот­ношением с прилегающими фациями и распределением пород-коллекторов и истинных покрышек. При надежной подготовке рифогенных ловушек к бурению их опоисковывают в зависи­мости от особенностей геологического строения следующим образом.

Поиски скоплений нефти и газа и предварительная оцен­ка обнаруженных залежей в конусовидных, округлых в плане рифах небольших размеров, характеризующихся весьма вы­сокой плотностью запасов на единицу площади, осуществля­ются бурением одной многоствольной скважины в сводовой части (рис. 4.2.5, а).

 

 

Рис. 4.2.5. Системы заложения поисковых скважин на рифогенных ловушках:

а — одна многоствольная скважина; б — независимые многоствольные скважины; в — два радиальных профиля трехлучевой системы скважин; г — профиль скважин в крест простирания рифа

 

В случае приуроченности залежей к островершинным удлиненно-изогнутым (подковообразным) рифам их поиски и предварительную оценку следует осуществлять путем буре­ния двух-трех многоствольных скважин, закладываемых по гребню рифовой ловушки (рис. 4.2.5, б).

На рифовых постройках округлой или слегка удлинен­ной формы с крутыми склонами и плоскими вершинами (плосковершинные или столовые рифы), а также атолловидных с кольцеобразным распространением биогермных разно­стей рекомендуется заложение поисковых и оценочных сква­жин по трехлучевой системе, обеспечивающей предваритель­ную оценку запасов углеводородов открытого месторождения (рис. 4.2.5, б).

Поиски зон развития линейно вытянутых рифовых тел не­обходимо проводить путем бурения профиля зависимых поис­ковых скважин в крест простирания древней береговой линии. Высота рифогенной ловушки, образовавшейся в зоне значи­тельного перепада глубин, и характер приуроченной к ней залежи часто определяются не только структурной ампли­тудой рифа, но и экранирующей способностью вмещающих пород. В связи с этим в первую очередь необходимо изучать зоны замещения рифовых фаций зарифовыми и предрифовыми отложениями. Поиски открытых залежей и оценку их мас­штабов рекомендуется проводить по методике критического направления, т. е. путем опережающего бурения скважин в указанных выше зонах возможного замещения пород (рис. 4.2.5, г). Если зарифовые фации расположены гипсометрически вы­ше предрифовых, то после выяснения продуктивности рифа в сводовой скважине бурением второй скважины устанавлива­ют, являются они литологическим экраном или коллектором. Третью скважину в профиле с первыми двумя закладывают на склоне рифовой ловушки, обращенном в сторону открыто­го моря, для изучения предрифовых фаций, которые нередко обладают хорошими коллекторскими свойствами и могут на­ходиться в пределах залежи. В более редких случаях, когда гипсометрически выше расположены предрифовые фации, по­рядок изучения зон замещения будет обратным.

Размещая поисковые скважины, по мнению В. Д. Ильи­на, необходимо учитывать, что при наличии в разрезе между рифогенными отложениями и истинной покрышкой промежу­точной толщи рассеяния (ложной покрышки) высота ловушки будет меньше высоты структуры на величину, равную мощ­ности промежуточной толщи рассеяния.

 

Заложение скважин на мелких месторождениях нефти (до I млн тонн) и газа (до 3 млрд м³)

Методические указания по поискам и разведке мелких месторождений нефти (до I млн тонн) и газа ( до 3 млрд м³). Миннефтепром СССР. М., 1988. 56 с.

 

На каждой вводимой в поисковое бурение площади (объек­те) допустимо планировать не более 1-2 поисковых скважин (вторая зависимая). В каждом конкретном случае точки заложения схважин выбираются в зависимости от прогнозируемого типа ловушки, степени её изученности и качества подготовленности, сложности геологичес­ких условий, положения в разрезе базисной залежи. Для месторождений нефти с ресурсами менее 0,5 млн. т первой продуктивной поисковой скважиной может лимитироваться весь процесс изучения объекта бурением, если она обеспечивает подсчет не менее 80% запасов залежи по категории С₁.

Основные методические приемы размещения поисковых скважин следующие:

первая поисковая скважина закладывается в своде структуры по основному маркирующему горизонту (с предполагаемой базисной залежью) или же с некоторым смещением в сторону по региональному восстаний пластов. При уверенной оценке прямыми методами перспек­тивности объекта скважина размещается в той части залежи, где предполагается концентрация максимальных значений нефте- или га­зонасыщенных толщин;

- вторая поисковая скважина закладывается, если в разрезе присутствует несколько равноценных залежей, связанных с ловушка­ми, не совпадающими в плане, а также при блоковом строении пло­щади (тектонически нарушенные брахиантиклинали и купола, новые объекты в глубокопогруженных горизонтах на локальных поднятиях);

- поисковые скважины должны составлять единую систему с раз­ведочными или опережающими эксплуатационными скважинами. Послед­ние в этом случае должны восполнять   частично задачи поискового и разведочного бурения.

При вводе в бурение кондиционно подготовленных струк­тур, непосредственно примыкающих к разрабатываемым месторождениям и имеющих признаки ловушек этих месторождений, возможно бурение первой скважины как разведочной или опережающей эксплуатационной. В данном случае  они  будут  решать  задачи  и  поисковой  сква­жины.

В высокоизученных районах возможно ограничение глубин поис­ковых скважин нижним продуктивным горизонтом с ресурсами С₃, рен­табельными после перевода в категорию С₁ для разработки.

 

 

4.3. ОТБОР И ОБРАБОТКА КЕРНА И ШЛАМА

Г.А.Габриэлянц. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 2000.

Инструкция по отбору, документации, обработки, хранению, сокраще­нию и ликвидации керна скважин колонкового и разведочного бурения. М., ВНИГНИ, 1973.

 

Для получения прямой геологической информации о литологическом составе, фильтрационно-емкостных свойствах и характере насыщения вскрываемого разреза в скважинах от­бирают образцы пород, называемые керном.

Отбор образцов керна проводится в процессе бурения специальными колонко­выми долотами. Объемы и интервалы отбора керна определя­ются назначением скважин и решаемыми задачами. В опор­ных скважинах производится сплошной отбор керна, в пара­метрических - он проектируется в объеме до 20 % от глуби­ны скважины, в поисковых - обычно 10-12 %.

На стадии подготовки месторождений к разработке для детального изучения свойств коллекторов и получения ин­формации, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки бурят специальные базовые скважины со сплошным отбором керна из продуктивных пластов. На каждом крупном месторождении рекомендуется бурение одной или не­скольких скважин (в зависимости от масштаба месторожде­ния, степени неоднородности природного резервуара) с при­менением безводного или нефильтрующегося раствора для проведения прямых определений коэффициента нефтегазонасыщенности пород-коллекторов.

При разведке газовой (газоконденсатной) залежи для опре­деления наличия остаточной нефти и оценки ее величины ре­комендуется рядом со скважиной на безводном (нефильтрующемся) растворе бурить скважину на растворе с водной осно­вой со сплошным отбором керна большого диаметра (не менее 60 мм).

Привязка керна к разрезу скважины производится пе­риодическими промерами бурового инструмента, результаты которых заносятся в геологический журнал и оформляются соответствующим актом. Привязку к разрезу в случае бу­рения со сплошным отбором проводят путем сопоставления диаграммы какого-либо промыслово-геофизического метода с результатами "каротажа по керну" (например, диаграмм гамма-каротажа с результатами измерения на образцах керна радиоактивности или диаграмм акустического метода с результатами измерения на образцах керна скорости распространения упругих волн).

Герметизация керна. Керн, отобранный для прямой оценки остаточной водо- и нефтенасыщенности, должен быть тщательно и немедленно после извлечения герметизирован.

Герметизация обеспечивает сохранность в кернах содержания воды и нефти. Образцы, отобранные при бурении на безвод­ном растворе, погружают под уровень бурового раствора. При этом они снабжаются металлическими этикетками, которые прикрепляются с помощью металлической проволоки.

Образцы, отобранные с применением растворов на водной основе, герметизируются в последовательности: полиэтилено­вый мешок, марля, пропитанная расплавленным парафином, парафин.

Все операции при герметизации керна необходимо выпол­нять быстро; для контроля ведут хронометраж, отмечая вре­мя начала и конца каждой операции.

Регистрация и нумерация керна должны проводиться в строгом соответствии с порядком извлечения его из колон­ковой трубы.

Керн плотно укладывают в ящики по порядку номеров, со­блюдая его ориентацию и отмечая специальными перегород­ками начало и конец долбления. Разрушенный керновый ма­териал собирают в полотняные (или полиэтиленовые) мешоч­ки, которые завязывают и укладывают в последовательности извлечения вместе с неразрушенным керном. Разбитый негер­метизированный керн при укладке совмещается по плоскости раскола. Укладку производят в направлении слева направо, на ящиках обязательно должны быть нанесены стрелки и на­писаны интервалы долбления. Запрещается укладка керна в два и более рядов в одну секцию ящика.

Наиболее удобным для укладки, транспортировки и хране­ния керна является ящик длиной 1 м, шириной 0,6 м, высотой 0,1 м. В ящиках должны быть продольные перегородки, рас­стояние между которыми зависит от диаметра керна.

Ящики для образцов шлама изготавливают такого же раз­мера, только перегородки разделяются поперек на квадрат­ные ячейки размером 10х10 см.

Литологическое описание кернового материала, поднимае­мого из скважин, является одной из основных составляющих геологической информации об исследуемом разрезе. Различа­ют срочное, макро- и микроскопическое описания.

Полевое макроскопическое описание керна выпол­няется на буровой непосредственно после извлечения керна из колонковой трубы представителем геологической службы с целью отнесения керна к тому или иному литотипу, фикса­ции наличия или отсутствия каверн (и трещин), установления степени макронеоднородности, визуальной оценки характера насыщенности и т. п. Результаты полевого макроописания записывают в геологический журнал или в специальный бланк учета керна.

Макроописание керна выполняют в кернохранилище или лаборатории. При этом уточняется и дополняется полевое макроописание. Описание должно проводиться в порядке: на­звание породы, цвет, структура, состав и характер цемента­ции, крепость цементации, наличие видимых пустот (их раз­меры, очертание и распределение в породе), текстура породы, особенности минералогического состава, содержание кальци­та и доломита, наличие включений и конкреций, наличие и условия залегания остатков организмов, мощность отдельных прослоев и характер чередования их, наличие органических и битуминозных веществ, наличие, ориентировка, раскрытость и выполнение трещин.

Макроописание герметизированных образцов выполняется в лаборатории физики пласта после определения содержания остаточной водо- и нефтенасыщенности прямым способом.

При выполнении макроописания керна пользуются лупой, соляной кислотой и каким-либо растворителем (бензином).

Детальное микроописание керна проводится путем исследования прозрачных шлифов с помощью поляризаци­онных микроскопов. При микроописании по результатам ма­кроописания выбирают наиболее характерные образцы керна, отражающие основные закономерности изменения литологии пород по разрезу.

Обработка керна. Принятый на хранение керн регистри­руется в журнале. Геолог осматривает керн, уточняя полевое макроописание, выполненное на буровой, и отбирает его на различные виды анализов.

При отборе керна на анализы (петрофизический, минера­логический, люминесцентный, коллекторских свойств и др.) образцы снабжают этикеткой и в журнале регистрации керна делают соответствующую запись.

Герметизированный керн целиком направляется с буровой непосредственно в лабораторию физики пласта в возможно более короткий срок. В процессе транспортировки герметизи­рованного керна необходимо принимать меры предосторож­ности с целью сохранения герметизирующей оболочки.

Важным условием для получения сопоставимых значе­ний исследуемых параметров является проведение различ­ных анализов на одном и том же куске керна. В связи с этим по керну, поднятому из какого-либо интервала продуктивно­го пласта, определяют коллекторские свойства и выполняют комплекс литологических исследований.

По керну скважин, пробуренных на безводном или инвертном растворе со сплошным отбором, лабораторные определе­ния выполняют в максимальном объеме.

Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород, ха­рактеризующихся сложным строением пустотного простран­ства (кавернозных, трещиноватых), необходимо проводить на крупных образцах керна (с сохранением диаметра).

По керну нефтяных залежей в лаборатории обязательно определяют коэффициент вытеснения нефти.

Хранение керна. Ото­бранный в процессе бурения керн должен храниться в спе­циально оборудованном кернохранилище. В центральное кернохранилище направля­ются отдельные необходимые для исследования образцы, а также весь керн опорных, параметрических и отдельных по­исковых скважин. Остальной керн остается во временном кер­нохранилище до завершения работ, после чего передается в центральное кернохранилище. Хранение керна на буровой не разрешается.

Керновый материал маркируется эмалевой краской (в крайнем случае, наклеивают этикетки). Нижний конец керна отмечается стрелкой, цифра над которой означает количество кусков керна в данном интервале.

На крышке и торцовой стороне ящика красной краской указывается название структуры, участка или площадки, год и месяц проведения работ, номер скважины, интервал отбора керна.

Ящики нумеруются по порядку. Номер ящика указывается черной краской. Размещение керна на стеллажах производит­ся в порядке возрастания номеров скважин и ящиков.

Сроки хранения и ликвидации керна. Керн опорных и параметрических скважин, как правило, сокращению и уничтожению не подлежит и хранится постоянно. В виде исключения его количество может быть сокращено при наличии решения научно-технического совета высшего государственного геологического органа страны, а по параметрической — НТС тер­риториального геологического органа управления. Керн поисковых и разведочных скважин подлежит хранению до утраты своего значения в результате проведения более детальных работ.

При большом количестве на площади (структуре) поисковых скважин после рассылки керна на все виды анализов в ряде случаев отбирают эталонный разрез по одной или нескольким сква­жинам, наиболее полно освещающий вскрытые отложения. Образцы отбирают таким образом, чтобы сводный разрез был наиболее полно охарактеризован стратиграфически и литологически. Хранение образцов эталонного разреза различных скважин должно быть раздельным.

Образцы керна, входящие в эталонный или свод­ный разрез, подлежат постоянному хранению.

Помимо образцов эталонного или сводного разреза из дру­гих скважин необходимо отобрать и хранить образцы: из мар­кирующих (опорных) горизонтов; характеризующие контакт между отдельными стратиграфическими комплексами; из зон тектонических нарушений; с фауной; с признаками нефте­носности; с повышенной или высокой радиоактивностью; из скважин, вскрывших какой-либо горизонт, не встреченный в эталонном разрезе.

 

При недостаточной освещенности разреза керном отбира­ют и изучают шлам. Шлам — мелкие кусочки пород, обра­зующиеся при бурении, которые выносятся на поверхность промывочной жидкостью. Шлам отбирают с помощью специ­ального набора сит через равные интервалы разреза: в одно­родных толщах — через 5-10 м, в изменчивом разрезе — через 1-2 м. Пробы шлама промывают, просушивают, укладывают в пробирки или бумажные пакеты и этикетируют. Образцы шлама подлежат хранению наравне с керновым материалом.

При отборе образцов шлама следует отметить глубину, со­ответствующую положению забоя скважины. Образцы шлама описываются в том же порядке, что и керн. Описание шлама заносится в геологический журнал.

 

Отбор образцов пород со стенки скважины боковыми грунтоносами

Пермяков И.Г., Хайрединов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтегазопромысловая геология и геофизика. Учебное пособие для вузов. М., Недра, 1986. 269 с.

Прямые сведения о литологическом составе и коллекторских свойствах горных пород получают по керну, отбираемому в процессе бурения скважин. Обычно бурение с отбором керна ограничивается только перспективными интервалами, при этом вынос керна часто недостаточно полный. В связи с этим возрастает значение отбора образцов со стенок пробуренной скважины, который осуществляют после геофизи­ческих исследований и предварительного изучения геологического раз­реза по геофизическим данным и материалам бурения в интервалах, характеристика которых недостаточно ясна.

На практике применяют стреляющие, сверлящие и дисковые приз­матические грунтоносы.

Стреляющий грунтонос состоит из корпуса с гнездами (стволами), в которые устанавливают пороховой заряд с электровоспламенителем и бойки, снабженные пустотелыми наконечниками, заостренными сна­ружи. Бойки привязывают стальными тросиками к корпусу грунтоноса.

Снаряженный грунтонос опускают в скважину на кабеле и уста­навливают в нижней точке интервала отбора образцов пород. По кабелю подается импульс тока на электровоспламенитель. Последний накаляется и воспламеняет порох. Давлением пороховых газов боек с большой скоростью выталкивается из ствола и врезается в породу. Затем грунтонос медленно поднимают и устанавливают против сле­дующей точки отбора. При движении грунтоноса боек отрывается от стенки скважины и остается висеть на тросике. После отстрела всех бойков грунтонос поднимают на поверхность, наконечники бойков отвин­чивают и из них извлекают керн. Образцы помещают в герметические пластмассовые мешочки и снабжают этикеткой с данными о скважине и глубине отбора.

Эффективность отбора образцов стреляющими грунтоносами со­ставляет около 75% вследствие разрушения бойков, обрыва тросиков и др. По образцам уточняют литологический состав и характер насы­щения пород (по остаточной нефтенасыщенности). Коллекторские свойства пород не определяют из-за смятия и растрескивания образ­цов при внедрении бойков в породу.

Сверлящий грунтонос содержит взаимосвязанные механические и гидравлические узлы и системы, управляемые по кабелю, на котором прибор спускается в скважину, с пульта на поверхности. Одним из основных узлов является пустотелый цилиндрический бур с коронкой и кернорвателем, ось которого перпендикулярна к оси грунтоноса. Бур вращается от электродвигателя.

После установки в точке отбора грунтонос прижимается к стенке скважины специальными распорами. По сигналу с поверхности осуще­ствляется подача вращающегося бура, благодаря которой коронка входит в стенку скважины, обуривая образец. В процессе выбуривания образца частицы породы удаляются из кольцевой зоны разрушения пульсирую­щим потоком скважинной жидкости от промывочного насоса.

После полного внедрения коронки в стенку скважины произво­дится отрыв выбуренного образца кернорвателем при обратном дви­жении бура, осуществляемом сменой направления вращения ротора электродвигателя, при которой поток жидкости в гидросистеме также меняет направление. Давление в гидросистеме масляного наполнения создается масляным насосом, имеющим привод от того же электродви­гателя. Время выбуривания одного керна не более 5-6 мин.

При отборе следующего образца предыдущий проталкивается в кас­сету. Из кассеты образцы извлекают после подъема прибора на поверх­ность. Всего за один рейс можно отобрать до 10 образцов длиной до 40 мм, диаметром 22 мм каждый.

Выбуренные образцы практически сохраняют естественные физи­ческие свойства. Поэтому по ним можно помимо литологического состава и характера насыщения определить также коллекторские свойства горных пород.

В дисковом призматическом грунтоносе в качестве режущего инструмента применяют два диска, армированных техническим алмазом и смонтированных под углом друг к другу в качающейся каретке. Вращение дисков осуществляется от электродвигателя.

После установки в точке отбора прибор прижимается к стенке сква­жины. С помощью регулятора подачи каретка с вращающимися дисками перемещается снизу вверх вдоль оси грунтоноса, отклоняясь к его стенке. Благодаря этому края дисков выдвигаются за наружную поверхность грунтоноса и вырезают на стенке скважины трехгранную призму длиной 600 мм, шириной основания треугольника 36 мм и высотой 42 мм в поперечном сечении. При обратном отклонении каретки вместе с дисками в конце интервала перемещения призма породы выкли­нивается и попадает в керноприемник.

Время отбора одного образца в терригенных породах составляет 5-10 мин, в карбонатных—до 15 мин. За один спуск отбирается до пяти образцов.

В отличие от рассмотренных выше грунтоносов, обеспечивающих отбор образцов в точке, дисковый призматический грунтонос позволяет отобрать сплошной столбик керна значительной длины и по нему устано­вить изменение литологического состава, коллекторских свойств и характера насыщения пласта.

 

Наблюдение и контроль за технологией отбора и выно­сом керна, шлама и боковых грунтов осуществляется гео­логической службой организации, ведущей буровые работы. Работники геологической службы (геолог, техник-геолог или коллектор) должны обязательно присутствовать на скважине при каждом подъеме колонкового долота и извлечении керна или отборе боковых грунтов.

 

4.4. КОМПЛЕКС ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА

Инструкция по проводке опорных скважин и камеральной обработке материалов опорного бурения. Гостоптехиздат. Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы ленинградское отделение. Ленинград, 1962

 

4.4.1. Изучение вещественного состава пород

 

Петрографические исследования

Петрографическое изучение образцов керна яв­ляется необходимым элементом комплексной научной об­работки материалов и должно теснейшим образом увязываться в процессе работ с прочими видами исследований материалов, доставляемых бурением, а также с данными геофизических исследований.

При петрографическом изучении осадочных пород не­обходимо иметь в виду следующие цели.

1. Минералого-петрографическая характеристика слоев, вскрытых данной скважиной. При этом уточняются опре­деления горных пород и дополняются данные первоначаль­ного макроскопического их описания. Особое внимание должно обращаться на структурные и текстурные признаки, а также на аутигенные (сингенетичные) минералы, говоря­щие о физико-химической обстановке и геологических усло­виях осадкообразования.

2. Выявление диагенетических и последующих из­менений, установление природы и причин этих изме­нений.

3. Выявление коррелятивов, т. е. тех признаков породы, которые могут быть использованы для стратиграфического сопоставления разрезов.

4. Выявление осадков, благоприятных для накопления органики, могущей служить исходным материалом для обра­зования нефти и газа, а также выявления возможных коллек­торов нефти и газа.

5. Выявление прочих полезных ископаемых и возможных условий их образования.

6. Установление тех признаков пород, которые могут объяснить их физические свойства, что важно для результа­тов геофизических исследований.

 

Лабораторное петрографическое изучение кер­на производится в научно-исследовательском учреждении по следующей схеме:

а) макроскопическое изучение и описание породы;

б) подготовка образцов для исследования;

в) изготовление петрографических шлифов (в том числе пород, в образовании которых участвуют остатки ископае­мых организмов);

г) изучение шлифов под поляризационным микроскопом и их описание;

д) механический (гранулометрический) анализ осадоч­ных пород (в основном для обломочных пород, отчасти для глин);

е) минералогическое иммерсионное изучение полученных при механическом анализе фракций обломочных и глинистых или нерастворимого остатка карбонатных пород. При этом производится следующее:

ж) разделение минералов по удельным весам на тяжелые и легкие;

з) определение минералов иммерсионным методом с под­счетом компонентов.

При мощности слоя, равной 10 м и более, рекомендуется изучать, по крайней мере в шлифах, пробы из кровли, из середины и из подошвы слоя;

Минералого-петрографическому изучению в шли­фах должны подвергаться все разности осадочных горных пород. Совершенно обязательно изготовление шлифов не только из песчаников, алевролитов, известняков, крепких мергелей и т. п., но также из глин. Шлифы должны быть ориентированы перпендикулярно.

Механический анализ и изучение минералогиче­ского состава иммерсионным методом следует выполнить в основном лишь для обломочных пород — песков, песча­ников, алевролитов, алевритов, а также для глин и известняков при наличии в последних достаточной алевритовой или песчаной примеси.

Механический анализ для названного типа горных пород следует применять в более широких масштабах, имея в виду цель выяснения механического состава, с чем в значитель­ной мере связаны физические свойства обломочных пород и глин. Кроме того, данные механического анализа позво­ляют уточнить название породы.

Методы механического и минералогического анализа мо­гут применяться и для карбонатных пород, в том случае, когда они обогащены обломочным материалом. При отсут­ствии характерных палеонтологических остатков в карбонат­ных породах знание минералогического состава нераствори­мой части последних может быть полезно для стратиграфи­ческих целей. Изучение породы в шлифах в этих случаях может оказаться недостаточным.

Обломочные минеральные частицы извлекаются из кар­бонатных пород путем обработки соляной кислотой 1:10, в случае возможности разделяются на фракции и на тяжелые и легкие минералы, как это указано для обломочных пород и глин, и подвергаются обычному иммерсионному изучению.

Результат механического анализа должен представляться по фракциям, принятым за стандартные при обработке материалов по всем опорным скважинам.

 

Фракция, мм

Более 0,25

От 0,25 до 0,10

От 0,10 до 0,01

Менее 0,01

Карбонаты (растворимая часть)

Всего (навеска породы)

 

Изучение глинистых минералов

Для расшифровки минералогического состава тонких фракций, слагающих основную массу глин, не всегда достаточно одного оптического анализа. Поэтому для типо­вых образцов желательно применять комплексный метод исследования глин, слагающийся из термического, рентгено­скопического, химического и других видов анализа.

Изучение минералогического состава глин, подстилаю­щих и перекрывающих пласты, содержащие нефть, необ­ходимо для понимания условий образования нефтяных и газовых месторождений.

Минеральный состав глинистых горных пород производится в специальных лабораториях с применением различных методов, не являющихся обязательным элементом комплексного исследования материалов бурения.

Основным методом является метод окрашивания, потому что он является массовым и его можно применять также и в полевых условиях.

В результате испытаний методом окрашивания все породы по составу глинистых минералов, с учетом глубины залега­ния этих пород и их геологических особенностей, разби­ваются на группы. Представители проб каждой группы про­веряются другими методами, к которым относятся:

а) термический, составляющий от общего количества окрашенных проб 10—20%;

б) рентгеноструктурный — 5 %;

в) электронномикроскопический —15—30%;

г) оптический, на специально приготовленных ориенти­рованных агрегатах —10—20%.

 

Выборочный химический анализ

Исходя из результатов минералого-петрографического изучения горных пород, в тех случаях, когда воз­никают неясности в отношении минералогического состава горных пород, должны производиться выборочные хими­ческие анализы.

Химическому анализу следует подвергать горные породы и в тех случаях, когда на основании предшествующего ми­кроскопического, петрографического исследования и спек­трального анализа выяснилась необходимость более деталь­ного изучения химического состава горных пород.

В зависимости от возникших задач химические выбороч­ные анализы могут носить различный характер:

качествен­ный или количественный анализы для выяснения содержа­ния тех или иных определенных элементов,

шестикомпонент­ный анализ (количественное определение содержания не­растворимого остатка, Р₂О₃, СаО, Мg0, СО₂ и S0₃),

полный химический анализ.

Встреченные в скважинах полезные ископаемые: угли, горючие сланцы, железные, марганцевые и прочие руды, алюминиевое и химическое сырье — подвергаются полному химическому анализу для выясне­ния их промышленных качеств.

 

Спектральный анализ

Спектральный анализ за последнее время начал широко применяться в нефтяной геологии. Являясь быстрым физическим методом определения химического состава ве­щества, спектральный анализ может заменить длительные и трудоемкие химические анализы. С помощью спектральных методов анализа можно быстро и точно дать химическую характеристику породы с определением всех металлов и не­которых других элементов.

Спектральный анализ позволяет визуально по спектро­грамме сказать об ориентировочном содержании этих эле­ментов. С помощью количественного спектрального анализа можно произвести точное количественное определение ми­кроэлементов, содержащихся в исследуемом образце. Спек­тральным анализом могут быть выявлены промышленные концентрации цветных, редких, рассеянных и радиоактив­ных элементов.

Спектральный анализ является незаменимым, будучи высокочувствительным методом при использовании весьма незначительных навесок.

Работами А. П. Виноградова, А. Д. Архангельского, Л. А. Гуляевой, С. М. Катченкова и др. показано большое значение микроэлементов, содержащихся в водах, породах, золах битумов и нефтей, для целей корреляции, для геохи­мической характеристики битумов, нефтей и вмещающих их пород и для выяснения процессов миграции элемен­тов.

В осадочных породах следует определять следующие элементы: Al, Mg, Ca, Si, Fe, P, Mn, Ni, V, Ti, Cu, Na, К, Li, Ba, Sr, В, Сг, Zr и в пределах верхних 500 м разреза — U, Th, Tr, Mo, Ga, Ge, Sc, Tl, Sn, Be, Pu, Zn; в изверженных породах, кроме перечисленных элементов, еще — Zn, Pb, Sn, Cd, Ge, Mo, Co, In, Be, Bi, W, Ag, As, Au, Y, Те, Ga, Та, Nb.

Спектральный анализ может быть использован при об­работке материалов бурения как для вспомога­тельных целей, так и для последующих, более детальных исследований на те или другие элементы, имеющие практи­ческое значение. Спектральный анализ имеет большое зна­чение для самостоятельного решения целого ряда геохими­ческих задач.

Спектральный метод анализа облегчает работу химика-аналитика, так как быстро отвечает на вопрос, в каком количестве находится определяемый элемент в породе и при­сутствуют ли элементы, мешающие проведению химиче­ского анализа.

Образцы для спектрального анализа пород долж­ны отбираться из каждой литологической разности, а в слу­чае литологически однородной толщи через 1-5 м, в за­висимости от степени однородности. Более детальному опро­бованию должны подвергаться слои, обогащенные органи­ческим веществом, с выделениями пирита и других сульфи­дов и в особенности с повышенной гамма-активностью (по гамма-каротажным диаграммам). По таким частям разреза следует образцы на исследование отбирать через 50 см и в первую очередь по интервалам, в которых упомянутые признаки особенно отчетливы.

 

4.4.2. Палеонтологические исследования

 

Палеонтологическое изучение керна является ос­новным элементом комплексного изучения осадочных обра­зований и должно самым тесным образом увязываться с дру­гими видами исследования, в первую очередь с литолого-петрографическим изучением керна. При палеонтологиче­ском изучении керна необходимо иметь в виду следующие вопросы.

1. Изучение видового состава ископаемых организмов, встреченных в различных вскрытых скважиной стратигра­фических подразделениях. Палеонтологическое изучение должно быть комплексным: оно должно заключаться не в определении отдельных руководящих форм или представи­телей тех или иных групп организмов, а в изучении всего комплекса органических остатков.

2. Определение геологического возраста вскрытых сква­жиной отложений, стратиграфическое расчленение разреза и сопоставление его (корреляция) с другими известными разрезами, где вскрываются одновозрастные отложения.

3. Установление связи между видовым составом орга­низмов и характером вмещающих их остатки осадочных гор­ных пород.

4. Выяснение условий образования осадков и физико-географических условий геологического прошлого.

5. Выявление породообразующего значения ископаемых организмов и их значения для понимания процессов нефте-газообразования.

Микрофаунистическое исследование керна яв­ляется исключительно важным при комплексном его изуче­нии, во многих случаях на основании этого исследования даются основные стратиграфические выводы по скважине.

Микрофаунистическое исследование ведется по следую­щей схеме:

а) поверхностный осмотр и описание образца породы;

б) подготовка образца для обработки;

в) разрыхле­ние образца;

г) отмучивание образца, желательно на специ­альных приборах с разделением на фракции на специальных приборах или на сите (или ситах), упаковка для хранения;

д) отбор микрофауны, изготовление микроскопических пре­паратов (помещение микрофауны в камеры).

Из плотных пород, не поддающихся дезинтегрированию обычными методами (кроме прокаливания), изготовляются палеонтологические шлифы, желательно большой площади и в достаточном количестве, обеспечивающем определение всех фаунистических остатков — сечения раковин; при этом желательно (а часто и необходимо) соответственным образом их ориентировать, что достигается в процессе изготовления пришлифовок. В некоторых случаях удается отпрепарировать раковины из породы при помощи игл и молотка — из таких выделенных раковин могут изготовляться ориенти­рованные сечения или эти раковины подвергаются лишь поверхностному изучению.

Спорово-пыльцевой анализ образцов, особенно важный при изучении континентальных отложений, ведется в соответствии с указаниями соответствующих руководств.

При подготовке образцов для исследования следует иметь в виду, что наиболее благоприятными для спорово-пыльцевого анализа являются темноокрашенные глинистые и тонко­песчанистые породы, особенно такие, которые содержат растительные остатки (хотя бы в виде детрита); грубообломочные породы почти никогда не содержат ископаемых спор и пыльцы, в известняках споры и пыльца встречаются относительно редко.

Камеральная обработка крупных палеонтологи­ческих остатков макрофауны и макрофлоры производится специалистами по отдельным группам организмов.

В большинстве случаев определения производятся на основании изучения внешних признаков. Иногда при изуче­нии таких, например, групп, как кораллы и мшанки, при­ходится прибегать к изготовлению ориентированных шли­фов (поперечных, продольных, тангенциальных). При изуче­нии внутреннего строения плеченогих иногда приходится прибегать к изготовлению и изучению последовательных пришлифовок примакушечной части раковины (попереч­ных, ориентированных нормально к кривизне створки).

В процессе определения производятся необходимые из­мерения, зарисовки, а также, по мере надобности, фотогра­фирование палеонтологических остатков.

Определения осуществляются путем сопоставления об­разцов с изображениями и описаниями в специальных мо­нографиях, а в случае возможности — с оригиналами. Определения должны производиться до вида, если позво­ляют изученность данной группы ископаемых, сохранность материала и существующая литература.

 

4.4.3. Определение физических свойств пород

 

Определение физических свойств горных пород, в особенности таких, как пористость и проницаемость, имеет исключительно важное значение для освещения разреза с точки зрения выяснения условий нефтеобразования, для понимания путей миграции нефти и условий ее накопления в коллекторах. Кроме того, определение физических свойств пород значительно пополняет литолого-петрографическую характеристику разреза.  Без определения физических свойств горных пород немыслима надлежащая геологическая интерпретация данных геофизических исследований, как проводившихся на самой буровой, так и в тяготеющих к ней районах.

Лабораторное определение физических свойств пород производится по следующим видам исследований:

а) определение объемного веса (плотности), удельного веса (минералогической плотности), проницаемости и вы­числение общей (абсолютной) пористости;

б) определение упругих свойств горных пород;

в) определение магнитной восприимчивости и остаточ­ного намагничения;

г) определение относительной электропроводности гор­ных пород и мембранного потенциала;

д) определение естественной гамма-активности пород;

е) определение открытой, а в случае необходимости эф­фективной пористости.

 

Определение объемного веса (плотности) пород, их удельного веса (минералогической плотности) необхо­димо для правильной интерпретации данных различных гео­физических исследований, и в первую очередь результатов гравиметрической съемки. Кроме того, перечисленные физи­ческие свойства горных пород отражают в известной мере их минералогические и литологические особенности, а также степень метаморфизации.

Различаются следующие определения:

а) объемный вес (плотность) породы в естественно влаж­ном состоянии: отношение веса всех составляющих породу фаз — твердой, жидкой и газообразной, из которых состоит порода в природных условиях, к ее объему, занимаемому всеми этими фазами, выражаемое в г/см³;

б) объемный вес (плотность) сухой породы (твердой фазы): отношение веса твердой фазы к объему породы;

в) удельный вес (минералогическая плотность) — от­ношение веса твердой породы к ее объему.

По данным определений объемного веса (плотности) сухой породы и ее минералогического удельного веса вы­числяется абсолютная пористость породы. Абсолютная по­ристость представляется в виде процентного отношения объема всех содержащихся внутри данного тела пор, как закрытых, так и соединяющихся, к объему данного тела.

Образцы для определения объемного веса (плот­ности) должны быть по возможности взяты из свежего керна, вынесенного из буровой скважины или, в случае отсутствия свежевынутого керна, из сухого керна, взятого из кернохранилища.

Желательно отбирать образцы весом не менее 200 г;

минимальный вес образца для указанных определений 50 г.

В последнем случае необходимо взять образцы породы данного типа не менее чем в трех местах по разрезу и дать для объемного веса среднее значение по трем определе­ниям.

Отбирать образцы для определения плотности следует, руководствуясь общими указаниями настоящей инструкции, но не реже чем через 10 м по стволу скважины для однород­ных мощных толщ.

 

Определение упругих свойств горных пород

Изучение упругих свойств горных пород необ­ходимо для уточнения интерпретации результатов сейсморазведочных работ.

Различие упругих свойств имеет также существенное зна­чение при выявлении фациальных изменений, наличии метаморфизации и литификации пород и т. д.

Скорость распространения упругих волн может быть определена на образцах горных пород при помощи ультра­звукового сейсмоскопа по скорости прохождения упругого импульса от пьезоэлемента.

По времени прохождения импульса и длине его пути, определенном толщиной образца, вычисляется скорость упругой волны (в м/сек). Для измерения скорости упругих волн необходимы образцы пород с двумя параллельно от­шлифованными поверхностями, расстояние между которыми равно 4—8 см.

 

Изучение магнитных свойств пород

Изучение магнитных свойств горных пород не­обходимо для уточнения причин наблюдаемых в природе магнитных аномалий и, в конечном итоге, для получения представления о глубинном геологическом строении данного района. На основании изучения магнитных свойств соста­вляется магнитометрический разрез района, который в ряде случаев может быть использован для корреляции разрезов скважин. Изучение магнитных свойств осадочной немета-морфизованной толщи, обычно не вызывающей заметных аномалий магнитного поля, в основном дает материал для корреляции разрезов и для палеогеографических построений.

Необходимо иметь в виду, что механическое перенесение полученных в каком-либо районе результатов изучения маг­нитных свойств и соответствующей им минералогической характеристики горных пород на другие районы в целях объяснения причин магнитных аномалий может привести к ошибкам.

Магнитная характеристика горной породы опре­деляется величинами магнитной восприимчивости и есте­ственной остаточной намагниченности породы.

Магнитная восприимчивость — отношение намагничен­ности, возникающей под действием внешнего магнитного поля, к величине этого поля. Удельная магнитная восприим­чивость выражается в см^з/г.

Остаточная намагниченность характеризует постоянную намагниченность породы, которая не зависит от внешнего намагничивающегося поля. Остаточная намагниченность вы­ражается в эрстедах или гауссах.

Образцы для изучения магнитных свойств горных пород должны отбираться из характерных для данного раз­реза горных пород: осадочных, изверженных и метаморфи­ческих, по возможности из всех разностей последних, в чи­сле, предусмотренном проектом на обработку материалов по данной скважине. В образцах не должно содержаться не­характерных для данной породы включений.

Наиболее интересные с точки зрения магнитных свойств горные породы желательно подвергать минералого-петрграфическому исследованию и химическому анализу.

 

Изучение относительной электропроводности пород и мембранного потенциала

Определение относительно удельного сопротивления (электропроводности) образцов горных пород имеет важное значение при интерпретации электрокаротажных материалов.

Относительное сопротивление (величина безраз­мерная) представляет отношение сопротивления образца, насыщенного солевым раствором, к сопротивлению этого раствора и характеризует пористость породы и форму пу­стотного пространства. Образец породы после экстрагиро­вания и вакуумирования насыщается либо насыщенным раствором поваренной соли, либо раствором с пластовой концентрацией солей.

 

Измерение естественной радиоактивности

Естественная радиоактивность характеризуется процентным содержанием урана в грамме исследуемой по­роды. Измерение естественной радиоактивности пород производится по бета- и гамма-излучениям при помощи газона­полненных счетчиков.

Естественная гамма-активность позволяет в известной мере судить о степени глинистости пород.

 

 

 

 

Определение пористости и проницаемости пород

Определение пористости и проницаемости имеет первостепенное значение для оценки коллекторских свойств горных пород.

Значение этих физических свойств важно, кроме того, при интерпретации каротажных диаграмм для правильной и полной литолого-петрографической характеристики по­род, для выяснения условий нефтеобразования и миграции нефти. В связи с этим должны быть обеспечены одновремен­ное (комплексное) определение этих физических свойств и литолого-петрографическое исследование.

Необходимо разграничивать следующие виды пористости горных пород:

а) открытая пористость, или пористость насыщения — отношение суммарного объема пор данного тела, практи­чески заполняющихся определенной жидкостью, к общему объему данного тела;

б) эффективная  пористость — отношение  суммарного объема пор образца, по которым происходит движение флю­ида, к общему его объему.

Открытая пористость определяется методом на­сыщения керосином или солевым раствором под вакуумом.

Эффективная пористость также может быть определена при знании остаточной воды.

При исследовании структуры поровых пространств по­род-коллекторов особое внимание необходимо уделять изуче­нию характера и состава цемента.

Под проницаемостью (абсолютной) пористой среды по­нимается проницаемость этой среды для газа при отсутствии физико-химического взаимодействия его с пористой средой.

За единицу измерения проницаемости принимается дарси—единица, численно равная расходу флюида в 1 л/сек, с вязкостью 1 спз, через поперечное сечение пори­стой среды 1 см², при перепаде давления в одну физиче­скую атмосферу (760 мм рт. ст.) на 1 см длины образца при ламинарном режиме движения флюида. Величина, рав­ная 0,001 дарси, называется миллидарси.

Определение проницаемости (газопроницаемости) следует производить лишь для пород, обладающих коллекторскими свойствами. Для образцов, изучаемых с целью определения проницае­мости, в обязательном порядке должны быть произведены определения пористости.

 

Изучение трещиноватости пород

При изучении трещиноватости горных пород по керну рекомендуется производить следующие наблюдения.

1. Описание общей характеристики трещиноватости гор­ных пород (выделение групп или систем трещин). Описание каждой группы (системы трещин) следует производить по следующим признакам:

а) определение угла падения трещин или, в крайнем случае, определение его относительно слоистости пород;

б) определение ориентировки трещин (азимут);

в) определение ширины (раскрытости) трещин и харак­теристика степени раскрытости трещин (открытые, полу­открытые, закрытые, в том числе и «волосные»);

г) определение густоты трещин на 1 см² породы и более;

д) определение характера стенок трещин (гладкая и ров­ная, шероховатая и др.);

е) характер вещества, выполняющего закрытые и полу­открытые трещины.

2. Выделение участков (интервалов) с повышенной трещиноватостью. Обращать внимание на наличие диагональ­ных сколов.

3. Фиксация интервалов потери циркуляции глинистого раствора (зоны вероятной повышенной трещиноватости по­род), а также интервала подъема раздробленного керна, в котором ясно видно, что такое состояние образца произо­шло в результате трещиноватости породы.

Описание трещиноватости горных пород по керну сопровождается соответствующими зарисовками и взятием образцов как для последующего изучения в шлифах под микроскопом, так и для возможного фотографирования рас­положения трещин в образце.

Образцы отбираются так, чтобы в них присутствовали как заполняющее трещину вещество, так и порода из приконтактовых с трещинами участков.

В процессе камеральной обработки для характе­ристики участков (интервалов) по разрезу скважины с тре­щиноватыми породами изучаются данные кажущегося удель­ного сопротивления КС при различных потенциал-зондах и градиент-зондах, самопроизвольной поляризации ПС и радиоактивного каротажа ГК и НГК.

 

Изучение окислительно-восстановительного состояния горных пород

Одним из важнейших показателей геохимиче­ской и фациальной характеристики пород является степень восстановленности и окисленности пород. В настоящее время методика изучения окислительно-восстановительного состояния пород достаточно хорошо разработана, чтобы уже с количественной стороны установить связь величины ОкВ потенциала с рядом окислительно-восстановительных си­стем в породах, главным образом с неорганическими обра­тимыми окислительно-восстановительными системами эле­ментов железа, серы, марганца, карбонатов и др.

При отборе образцов керна для лабораторных исследований ОкВ потенциала поднятый при бурении об­разец должен быть тщательно очищен от глинистого раствора стерильным ножом, запарафинирован. Значительно лучше и хорошо сохранять влажность керна в полиэтиленовых мешочках с запаянным отверстием. Таким образом, есть возможность сохранить естественную влажность керна и предохранить его от воздействия воздуха.

Изучение удельной электропроводности пород и их ОкВ потенциала производится путем измерения удель­ного сопротивления пород, что имеет важное значение для геологической интерпретации данных  электроразведки в связи с другими геохимическими показателями и дает представление об общей солености пород. Замеры удельной электропроводности пород делаются посредством особых приборов для одновременного измерения электропровод­ности и температуры — термометров сопротивления с по­мощью особых электродов, погруженных непосредственно в породу.

Измерение ОкВ потенциала в породах, как было выше сказано, дает понятие с количественной стороны о степени восстановленности и окисленности пород. Измерение ОкВ потенциала в породах различной степени влажности про­водится с помощью потенциометра.

Изучение электропроводности и ОкВ потенциала должно тесно увязываться также и с такими исследованиями, как изучение объемного веса (плотности), влажности, по­ристости, проницаемости и упругости (особенно в случае ее анизотропии) горных пород, а также литолого-петрографическими, геохимическими, битуминологическими и особенно гидрохимическими исследованиями, в частности с результа­тами изучения воднорастворимого комплекса солей.

Одновременно рекомендуется проведение аналитических определений содержания в породах различных форм эле­ментов, участвующих в равновесных окислительно-восста­новительных системах, определяющих величину ОкВ по­тенциала.

Для получения представления об окислительно-восста­новительных условиях, существовавших в осадочных по­родах, необходимо проведение полного баланса основных форм железа и серы, распространенных в породах.

Баланс проводится на основании:

А. Непосредственных определений

1) железа валового;

2) железа закисного, извлекаемого 2,5% НС1;

3) серы валовой;

4) серы сульфатной;

5) серы элементарной.

Б. Косвенных подсчетов, выражающихся в следующем:

1) содержание серы сульфатной = S валовая — (S суль­фатная + S элементарная);

2) содержание железа сульфидного по S сульфидной;

3) содержание железа карбонатного == Fе", извлекаемому 2,5% НС1 и связанному с СО₂;

4) содержание железа закисного силикатного =Ре", из­влекаемому 2,5% НС1 —Fе", связанное с СО₂;

5) содержание железа окисного = содержанию железа валового — содержание всех закисных форм железа.

 

 

 

 

4.4.4. Нормы отбора образцов на различные виды исследований

утверждены 25.12.1995 г. МПР Республики Коми

Виды исследований	Параметрические и опорные скважины	Поисковые скважины	Оценочные скважины	Разведочные скважины
	Плотность отбора образцов на 1 метр
Макроописание керна	По всему стволу	По всему стволу	По всему стволу	По всему стволу
Палеонтологические исследования
Определение макрофауны (брахиоподы, пелециподы)	Все видимые остатки	Все видимые остатки	Все видимые остатки	-
Определение фораминифер	5	2	1	-
Определение остракод	5	2	1	-
Определение конодонтов	1	1	1	-
Определение флоры	1	1	1	-
Определение спор	1	1	1	-
Исследования вещественного состава пород
Петрографические исследования	Из каждого слоя 2 обр	Из каждого слоя 2 обр Из коллекторов 5 обр.	Из плотных 1 обр. Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.
Мех.анализ (обломочные породы)	Из каждого слоя 2 обр	Из каждого слоя 2 обр Из коллекторов 5 обр.	Из плотных 1 обр. Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.
Минералогический анализ (обломочные породы)	Из каждого слоя 2 обр	Из каждого слоя 2 обр Из коллекторов 5 обр.	Из плотных 1 обр. Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.
Определение карбонатности	Из каждого слоя 2 обр	Из каждого слоя 2 обр Из коллекторов 5 обр.	Из плотных 1 обр. Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.
Хим. анализ соляно-кислотной вытяжки	Из каждого слоя 2 обр	Из каждого слоя 2 обр Из коллекторов 5 обр.	Из плотных 1 обр. Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.
Силикатный анализ	1 обр на 2 метра	1 обр на 5 метров	-	-
Рентгено-структурный анализ	2 обр. из каждого вида глинистых пород	2 обр. из каждого вида глинистых пород	Из покрышек 5 обр. Из коллекторов 2 обр.	Из покрышек 5 обр. Из коллекторов 2 обр.
Определение нерастворимого остатка (карбонаты)	Из каждого слоя 2 обр	Из каждого слоя 1 обр Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.
Исследования свойств коллекторов и покрышек
Определение физических свойств пород (открытая пористость, газопоницаемость, объемная плотность, кажущаяся минералогическая плотность, остаточная водо- и нефтенасыщенность прямым методом, остаточная водонасыщенность косвенным методом)	5 обр.	Из плотных 5 обр. Из коллекторов 10 обр.	Из плотных 5 обр. Из коллекторов 10 обр.	Из коллекторов 10 обр.
Общие петрофизические иследования (определение радиоактивности, удельного электрического сопротивления и акустических свойств в атмосферных условиях, общая пористость)	2 обр.	Из плотных 2 обр. Из коллекторов 5 обр.	Из плотных 2 обр. Из коллекторов 5 обр.	Из коллекторов 5 обр.
Детальные петрофизические иследования (пористость, проницаемость, удельное электрическое сопротивление и акустические свойства в условиях, моделирующих пластовые, анизотропия проницаемоти, электропроводности, акустических свойств, смачиваемость, капилляреметрия, трещиноватость, нефтепроницаемость, структура пустотного пространства в больших шлифах )	1 обр.	Из плотных 1 обр. Из коллекторов 2 обр.	Из плотных 1 обр. Из коллекторов 2 обр.	Из коллекторов 2 обр.
Фазовая проницаемость, коэффициент вытеснения нефти водой	-	-	По 2 модели на залежь	Дополнительно по 1-3 модели на залежь
Определение давления прорыва покрышек	Из региональных и зональных покрышек по 2 обр.	Из региональных и зональных покрышек по 2 обр.	Из покрышек по 2 обр.	-
Интенсификация притока			Из коллекторов 1 обр.	Из коллекторов 1 обр.
Специальные исследования (поляризуемость, магнитная восприимчивость, диэлектрическая  проницаемость, теплопроводность, теплоемкость, электрохимическая активность, упругость, прочность и др.)	1 обр.	-	-	-
Геохимические исследования
Исследование РОВ (люм. анализ, групповой состав битумоидов, опр. концентрации ОВ, элементный состав битумоидов, УФ-спектроскопия масляных фракций, ИК-спектроскопия для определения группового состава битумоидов, ГЖХ масляных и метано-нафтеновых фракций)	Из покрышек 2 обр. Из коллекторов 3 обр. (кровля, подошва, средина)	1 обр.	1 обр.	-
Определение отражательной способности витринита	1 обр.	1 обр.	1 обр.	-
Извлечение и исследование рассеянных и глубоко сорбированных газов	Из плотных разностей 1 обр. Из коллекторов 2 обр.	1 обр. на 5 м	1 обр. на 5 м	-

4.4.5. Петрофизические исследования

Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучении керна и испытаний скважин для опреде­ления и обоснования подсчетных пара­метров залежей нефти и газа.-М.:ВНИГНИ 1987. -20 с.

 

Результаты лабораторных исследований керна при­меняются для разработки петрофизической основы интерпретации данных ГИС и обосновании достоверности подсчетных параметров, полученных при ее реализации. Основу геологической интерпретации данных ГИС составляют петрофизические зависимости типа "керн-керн", "керн—геофизика", "геофизика-геофизика" и "геофизика-испы­тания".

Петрофизические зависимости, используемые для обоснования подсчетных параметров, могут быть обобщенны­ми и частными. Использование первых допускается при условии доказательства аналогичности изучаемых разрезов. Петрофизические зависимости должны удовлетво­рять физической природе изучаемых явлений и отражать из­менения петрофизических параметров по разрезу и площади месторождения (залежи).

Для построений зависимостей "керн-керн"' сопо­ставляемые геофизические и коллекторские параметры изме­ряют на образцах керна в атмосферных и термобарических условиях, соответствующих пластовым. Петрофизические связи должны строиться не представительных коллекциях образцов керна, отражающих тип коллектора, диапазон и характер распределения изучае­мых свойств. При заданной надежности 0,9 и относительной погрешности —0,3 для обоснования связей необходимо не ме­нее 32 представительных определений.

  Зависимости "керн—геофизика" получают, когда коллекторские характеристики измеряют на образцах керна, отобранных в интервалах разреза, однородных по материалам ГИС, геофизические же характеристики определяют по кривым ГИС, зарегистрированным против этих интервалов. Преимущества зависимостей "керн-геофизика" связаны с отсутствием необходимости измерений в лабораторных условиях геофизических параметров, которые не могут быть выполнены на образцах малого размера (например все виды наведенной радиоактивности и др.). Основными условиями, определяющими возможность построения связей этого типа, являются высокий вынос керна (80-100%) и высокая часто­та определения коллекторских параметров (не менее 3-5 на 1 м разреза), а также надежная привязка керна к разрезу.

Зависимости "геофизика-геофизика" получают пу­тем сопоставления между собой различных геофизических па­раметров либо найденных по результатам интерпретации дан­ных ГИС фильтрационно-емкостных характеристик пород с учетом результатов испытаний пластов. Цель сопоставле­ния заключается в определении граничных для коллекторов зна­чений проницаемости (Кпр.гр), пористости (Кп.гр) и изме­ренных геофизических характеристик (ά_пс.гр, Δt_гр и др.)необходимых для разделения непроницаемых пород и коллекто­ров при отсутствии прямых качественных признаков, а так­же для оценки характера насыщения.

Обоснование коэффициентов пористости, нефтегазозонасыщенности и других фильтрационно-емкостных характе­ристик пород, определенных по материалам ГИС, производят, сравнивая значения величин средневзвешенных по толщине пластов со значениями, установленными по результатам ла­бораторных анализов керна в интервалах с высоким выносом его (80-100%) и высокой частотой определений коллекторских параметров (не менее 3-5 на 1 м разреза). Сравнение необходимо выполнять не менее, чем для 15-20 пласто-пересечений.

 

4.4.6. Геохимические исследования

Геохимические исследования являются обязатель­ным и существенным элементом в комплексной обработке материалов бурения. Кроме того, изучение этих материалов имеет большое значение для разрешения общих вопросов геохимии, поскольку бурение освещает глубокие слои земной коры и дает возможность изучать полные разрезы слагающих ее слоев.

 

Изучение содержащихся в керне органических  веществ

В зависимости от характера вскрытых скважиной отложений исследование органического вещества пород про­водится с разной степенью детальности.

1. На первом этапе исследовательских работ для полу­чения общего представления о количественном содержании и распределении органического вещества и битума по раз­резу достаточно ограничиться люминесцентно-битуминологическим изучением керна и определением органического углерода.

Выявление общего содержания органического вещества и его битуминозной части, их соотношений (ориентировочно) позволит установить участки разреза или же отдельные литологические разности пород, наиболее обогащенные по сра­внению с общим фоном разреза органическим веществом или битумом.

2. Второй этап — изучение группового состава органи­ческого вещества химико-битуминологическими методами на выборочном материале, отобранном по данным предвари­тельных исследований.

Характеристика органического вещества сводится, по­мимо определения углерода, к выяснению содержания в по­роде битумов А, гуминовых кислот и остаточного органи­ческого вещества.

С помощью коэффициентов, в зависимо­сти от степени метаморфизации пород, данные по органи­ческому углероду пересчитываются на органическое вещество. Таким образом, вышеуказанные определения дают возмож­ность выяснить соотношения компонентов в нем, т. е. устано­вить содержание в органическом веществе количества битума, гуминовых кислот и остаточного органического вещества.

Целесообразно выделение битума из породы проводить последовательно двумя растворителями. Извлечение битума А проводить до разрушения карбонатов хлороформом, после декальцинирования извлечение битума С проводить спиртобензолом в отношении 1:2. Соотношение этих двух экстрактов указывает на преобладание в органическом ве­ществе относительно нейтрального или кислого битума. Весь этот комплекс исследования может в определенной степени характеризовать условия накопления и преобразо­вания органического вещества, указывать на сингенетичность или же вторичный характер битумопроявлений, а так­же помочь выявлению нефтематеринских пород.

При возможности проведения более детальных исследо­ваний следует более подробно охарактеризовать хлороформенный экстракт битума А, как более близко стоящий к нефти, чем остальное органическое вещество.

3. Третий этап — характеристика битума, заключаю­щаяся в определении элементарного и компонентного (груп­пового) его состава.

При возможности следует провести определение элемен­тарного состава фракций битума, а из масляной части вы­делить хроматографическим методом фракции метаново-нафтеновых и ароматических углеводородов и определить их элементарный состав.

 

Люминесцентно-битуминологические исследования

При комплексном изучении материалов бурения люминесцентно-битуминологические исследования должны предшествовать химико-битуминологическому исследованию пород.

Люминесцентно-битуминологический анализ дает возмож­ность произвести ориентировочную оценку битуминозности горных пород и выявить изменения качественного состава битумов по всему разрезу скважины. Полученные данные могут быть даже использованы и при корреляции разрезов скважин.

Образцы керна для люминесцентно-битуминологических исследований отбираются в том же порядке и через те же интервалы, как и для петрографических исследований, т. е. надо брать образцы через 2—3 м, желательно из каждой литологической разности, а в случае однотипности разреза — через 10 м..

Желательно проводить люминесцентные анализы не позже чем в первые 1-2 месяца после выноса керна из скважины.

Люминесцентно-битуминологические исследова­ния образцов керна должны проводиться в следующем по­рядке.

1. Просмотр люминесценции образцов в ультрафиоле­товом свете с целью получения общего представления о ха­рактере распределения битума в образце и по разрезу. Просмотр образцов производится на месте бурения и, в виде исключения, в лабораторных условиях.

2. Определение количественного и качественного содер­жания состава битума А в образцах путем люминесцентно-эталонного и капиллярного анализа (на основе холодной экстракции хлороформом).

Выделенные типы битумов исследуются методом люминесцентного анализа в четырех растворителях: петролейный эфир, хлороформ, спиртобензол и 2-процентная щелочь КОН.

Примечание. Петролейно-эфирная экстракция по­роды проводится параллельно с хлороформенной, остальные — последовательно в указанном порядке.

Полученные результаты дают возможность судить о ха­рактере растворимой части органического вещества породы и о соотношении в ней нейтральной и кислой частей.

Для более детального исследования образцы выборочно направляются в химико-битуминологическую лабораторию для определения баланса органического вещества, элементарного состава, компонентного состава битума А и т. д.

Для определения минеральных компонентов в рассеянных битумах, нефтях, углях и прочих каустобиолитах спектральным методом вначале производится озоление этих продуктов с количественным определением процента зольности. Анализ производится из зольных остатков в ко­личестве не менее 30—40 мг. При анализе зол следует об­ратить внимание на микроэлементы: Fe, Ni, Mn, V, Си, Cr, Ti, W, К, Li, Ba, Sr, Pb, Zn, Sn, Al, Ca, Mg, Si, U, Th, Tr, Mo, Ga, Ge, Sc, Tl, Be.

 

 

4.5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ

Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М., 1999

 

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) - исследования, основанные на изучении естественных и искусст­венных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространстве с целью:

• изучения геологического разреза и массива горных пород;

• выявления и оценки полезных ископаемых;

• контроля за разработкой месторождений полезных ископае­мых и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ);

• оценки технического состояния скважин;

• изучения продуктивных пластов;

• оценки ущерба, наносимого недрам при их использовании, а также предусматривающие проведение следующих работ:

• опробования пластов;

• отбора образцов пород и пластовых флюидов;

• различных операций с применением взрывчатых веществ (прострелочно-взрывные работы);

• интенсификации притоков флюидов из продуктивных пластов;

• геолого-технологических исследований в процессе бурения.

 

Различают следующие виды ГИРС:

1. Геофизические исследования в скважинах (ГИС) - изме­рения в скважинах параметров различных по природе физичес­ких полей, естественных или искусственно вызванных, с целью изучения:

• строения и свойств вскрытых скважиной горных пород и со­держащихся в них флюидов;

• конструктивных элементов скважины;

• состава и характера движения флюидов в действующих сква­жинах.

Исследования разрезов скважин в околоскважинном про­странстве (каротаж) — геофизические исследования, основанные на измерении параметров физических полей в скважине и в околоскважинном пространстве с целью изучения вскрытого скважиной геологического разреза, поисков, разведки и конт­роля разработки месторождений полезных ископаемых, привяз­ки по глубине к разрезу других исследований и операций в сква­жинах, а также получения информации для интерпретации дан­ных скважинной и наземной геофизики.

Среди видов каротажа различают:

Электрические виды каротажа (ЭК)

КС – каротаж кажущихся электрических сопротивлений

ПС – каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации

ПСспз – каротаж самопроизвольной поляризации со спецзонда

БК - боковой каротаж

БКЗ – боковое каротажное зондирование 7-ю зондами

МБК - микробоковой каротаж

МК - микрокаротаж

МЗ - микрозонды

ВП - метод вызванных потенциалов

Электромагнит­ный каротаж (ЭМК)

ИК – индукционный каротаж

ВИКИЗ     - высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование

ЯМК – ядерно-магнитный каротаж

ДК - диэлектрический каротаж

КМВ - каротаж магнитной восприимчивости

Радиоактивные виды каротажа (РК)

ГК - гамма каротаж

ГГК-П - гамма-гамма-плотностной каротаж

ГК -  гамма-каротаж интегральный

ГК-С - гамма-каротаж спектрометрический

ГГК-Л -  гамма-гамма-каротаж литоплотностной

НГК – нейтронный гамма-каротаж

НК - нейтронный каротаж

ИННК – импульсный нейтрон-нейтронный каротаж

ИНГК – импульсный нейтронный гамма каротаж

ИНГК-С -  импульсный нейтронный гамма-каротаж спектрометрический

ИНК -  импульсный нейтронный каротаж

ИНК-С/0 - кислород-углеродный каротаж

Акустические виды каротажа (АК)

АК – акустический каротаж

АКШ – широкополосный акустический каротаж

САТ – скважинный акустический телевизор

АКБ -  акустический каротаж многоволновой

Термокаротаж (высокоточный, дифференциальный)- Т

ВТ -  высокочувствительная термометрия

Другие виды каротажа

БМ -  барометрия

ВСП -  вертикальное сейсмическое профилирование

ГДК -  гидродинамический каротаж

Наклон. -  наклонометрия (электрическая, индук­ционная, акустическая).

ДС (КВ) – определение диаметра скважины (кавернометрия)

ПТС -  скважинная трубная профилеметрия

АКЦ - акустический цементомер

ГГЦ – гамма-гамма цементомер

ГГК-Ц -  гамма-гамма-цементометрия

ЛМ -  локация муфт колонн

Рез. – резистивиметрия

ИС – инклинометрия скважин

В разрезах скважин всех категорий выделяют интервалы, требующие различной детальности исследований: общей, деталь­ной и специальной.

Общие исследования выполняются по всему стволу скважины от забоя до устья для изучения геологического строения разреза,

детальные исследования - в перспективных (или продуктивных) на нефть и газ интервалах,

специальные - в отдельных пластах или целевых интервалах по специальным технологиям.

Промыслово-геофизические виды работ

2. Геофизические работы в скважинах — технологические операции по обеспечению строительства и ремонта скважин, выполняемые геофизическими предприятиями, включающие:

• прострелочно-взрывные работы (ПВР) по вторичному вскры­тию, интенсификации притоков и ликвидации аварий;

• испытание пластов инструментами на трубах и на кабеле:

ОПК – опробование пластов приборами на каротажном кабеле;

ИПТ - испытание пластов испытателями на трубах (комплектами испытательных инструментов - КИИ);

• отбор образцов пород и флюидов приборами на кабеле:

КО - отбор керна приборами на кабеле;

ОГ – отбор образцов стреляющим или сверлящим грунтоносом;

• вызов притока свабированием и импульсными депрессионными воздействиями;

• акустические, тепловые, электрические и импульсные воз­действия на призабойную зону пластов;

• очистку забоев скважин, устранение гидратных и парафино­вых пробок в стволах скважин;

• установку разделительных мостов, пакеров и ремонтных пла­стырей;

• установку забойных клапанов и штуцеров, и другие подобные операции.

3. Геолого-технологические исследования скважин (ГТИ) - измерение параметров бурения, параметров и свойств промы­вочной жидкости, содержания в ней углеводородов и других по­ступающих из вскрытых пластов флюидов; отбор и экспресс-ана­лиз шлама, экспресс-анализ керна на буровой.

 

Эффективность ГИРС для достижения указанных выше целей зависит как от их комплекса, объемов, технологий и каче­ства выполнения, регламентируемых настоящими "Правилами" и соответствующими инструкциями, так и от качества первич­ного и вторичного вскрытия изучаемого разреза, информатив­ности испытательных работ, представительности отобранного керна. Требования к этим видам работ излагаются в соответству­ющих нормативных документах и проектной документации ком­плексных проектов изучения и использования недр.

Геофизические исследования и работы в скважинах яв­ляются неотъемлемыми технологическими этапами строительства всех категорий скважин, их эксплуатации, ремонта и лик­видации.

 

4.5.1. Задачи ГИРС

 

1. Геологическое изучение методами ГИРС всего разреза опорных, параметрических, поисковых, оценочных и разведочных сква­жин (общие исследования) должно обеспечить:

• разделение разреза на литолого-стратиграфические комплек­сы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический и др.);

• расчленение разреза на пласты, привязку их по глубине вдоль оси скважины и по абсолютным отметкам;

• выделение стратиграфических реперов;

• привязку отбираемого керна по глубине;

• информационное обеспечение интерпретации наземных (по­левых) геофизических исследований (сейсморазведки, электроразведки, гравиразведки, магниторазведки, радиометричес­кой разведки);

• литологическое изучение интервалов разреза, не охарактери­зованных отбором керна;

• определение коллекторских свойств и характера насыщенно­сти пород.

С целью информационного обеспечения интерпретации наземных геофизических исследований и построения моделей изучаемых объектов по всему разрезу используемых для этого скважин должен выполняться комплекс методов ГИС, позволя­ющий построить геофизические модели разреза для сейсмораз­ведки (сейсмоакустический разрез), электроразведки (геоэлект­рический разрез), гравиразведки (геоплотностной разрез) и маг­ниторазведки (геомагнитный разрез).

 

2.Детальные геологические исследования в опорных и параметрических скважинах выполняются в неизученной ранее части разреза и в интервалах предполагаемой продуктивности; в структурных, по­исковых, оценочных и разведочных скважинах — в перспектив­ных интервалах. Детальные исследования в комплексе с другими данными должны обеспечить:

• стратиграфическое расчленение и корреля­цию разрезов пробуренных скважин;

• литологическое расчленение изучаемого разреза на пласты толщиной до 0,4 м (в зависимости от расчленяющей способности используемых методов ГИС), привязку пластов по глубине и абсолютным отметкам (построение геометрической модели);

• детальную литологическую оценку и определение литотипа пород;

• определение компонентного состава твердой фазы породы и ее пористости (построение компонентной.модели);

• выделение в разрезе скважин коллекторов всех типов и оценку их фильтрационных свойств (построение фильтрационной модели);

• определение коэффициентов пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения;

• качественную характеристику флюидонасыщения - разделение коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов — на газо- и нефтеносные, количе­ственную оценку флюидонасыщения для коллекторов;

• определение положений межфлюидных контактов, наличия границ и характеристик переходных зон (пост­роение флюидальной модели), эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин;

• определение пластовых давлений и температур;

• определение неоднородности пластов (объектов);

• прогнозирование потенциальных дебитов;

• прогнозирование геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространстве.

Количественные характеристики пластов определяются с уче­том разрешающей способности методов ГИРС.

Объемы и качество ГИРС в пробуренных на месторожде­нии скважинах должны обеспечить определение подсчетных па­раметров с достоверностью, регламентированной "Классифика­цией запасов и ресурсов нефти и горючих газов" для соответ­ствующих категорий запасов, получение исходной информации для построения постоянно действующих цифровых геолого-тех­нологических моделей месторождений, обоснования коэффициен­тов извлечения, составления технологических схем и проектов пробной и опытно-промышленной эксплуатации, проектов раз­работки месторождений.

 

3. Геолого-технологические исследования скважин (ГТИ) обеспе­чивают:

• документирование и оптимизацию режимов бурения, конт­роля проводки скважины;

• оперативную информацию о соответствии фактических тех­нологических параметров бурения их значениям, установлен­ным в геолого-технологических нарядах (заданиях);

• выявление и предупреждение аварийных ситуаций в процессе бурения;

• информационное обеспечение и контроль процесса цементи­рования скважин;

• оперативное представление геологическим и технологическим службам бурового предприятия и заказчика информации о литологическом составе, характере насыщенности и коллек-торских свойствах вскрываемых в процессе бурения горных пород;

• оперативное выявление углеводородных и иных флюидов непосредственно при вскрытии пластов-коллекторов;

• оперативное прогнозирование аномально-высоких и аномально-низких пластовых давлений, предотвращения флиюдопроявлений и иных осложнений и аварий при бурении.

• выдачу рекомендаций по уточнению интервалов отбора кер­на, проведения ГИРС и испытания пластов.

 

4. Исследования и контроль технического состояния сква­жин и технологического оборудования — геофизические исследо­вания, предназначенные для информационного обеспечения уп­равления процессом бурения, заканчивания и ликвидации аварий. Методы ГИС должны обеспечить:

Определение технического состояния открытого ствола скважин:

• определение пространственного положения - траектории и конфигурации ствола скважины, соответствия траектории ствола проекту;

• определение геометрии сечения ствола, выделение желобов, каверн, сальников, мест выпучивания и течения глин, про­гнозирование прихватоопасных зон;

• выявление зон флюидопроявлений и поглощений.

Ликвидацию аварий при бурении:

• выявление интервалов прихвата бурового инструмента и НКТ;

• ликвидацию прихвата прострелочно-взрывными методами;

• обрыв или резку бурильных, насосно-компрессорных и об­садных труб;

• выявление оставленных в скважине металлических предметов;

• ликвидацию посторонних предметов в скважине и очистку забоя;

• установку с помощью кабельных устройств разделительных и изоляционных мостов в стволе скважины;

• наведение специальных скважин для глушения фонтанов с поиском геофизическими методами аварийного ствола.

Исследование обсадных колонн методами ГИС:

• контроль диаметров, толщин и целостности обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных колонн), глу­бин их башмаков и соответствия их проекту скважины;

• контроль износа и повреждений обсадных колонн (кондукто­ра, технических и эксплуатационных колонн), прогнозирование аварийных ситуаций в процессе бурения и эксплуатации скважины;

• контроль наличия и местоположения элементов технологи­ческой оснастки обсадных колонн (центраторов, скребков, турбулизаторов, заколонных пакеров и др.) и соответствия их проекту;

• регистрацию расположения муфт обсадных колонн (в увязке с геологическим разрезом);

• представление фактического паспорта конструктивных эле­ментов обсадных колонн для дела скважины.

Контроль и обеспечение затрубной изоляции скважин:

• определение высоты подъема цемента за колонной, однород­ности цементного камня, полноты заполнения цементом затрубного пространства, наличия затрубных каналов, заполнен­ных жидкостью и газом;

• определение наличия сцепления цемента с колонной и по­родой;

• выявление затрубных перетоков, движения жидкости и газа за колонной;

• определение теплового режима пород в толще многолетней мерзлоты;

• привязку к разрезу и установку затрубных взрывных пакеров.

• оценку качества изолирующих мостов;

Определение состояния технологического оборудования скважин.

 

5. Опробование и испытание пластов и отбор образцов пород и флюидов (прямые исследования пласта) - опера­ции, обеспечивающие отбор образцов пород и пластовых флюидов из стенок скважины, исследование их свойств и состава, а также измерение гидродинамических параметров и пластового давления в процессе отбора флюидов с целью изучения фильтрационных свойств пласта.

При заканчивании скважин должно быть обеспечено вто­ричное вскрытие пластов путем перфорации обсадной колонны, цемента и пород (прострелочно-взрывным, сверлящим или дру­гим методом) с максимальным сохранением фильтрационных характеристик пластов.

Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пла­стов должно обеспечить:

• контроль за спуском в скважину перфоратора на кабеле;

• привязку интервала перфорации к геологическому разрезу;

• контроль и регистрацию факта и полноты срабатывания пер­форатора;

• определение фактического положения интервала перфорации;

• определение качества вторичного вскрытия.

В процессе бурения параметрических, поисковых, оце­ночных и разведочных скважин обязательно проведение испы­таний прогнозируемых нефтегазоносных интервалов и наибо­лее водопроявляющих горизонтов неизученной ранее части раз­реза приборами на каротажном кабеле или испытателями плас­тов на трубах.

Испытания пластов приборами на кабеле и инструментом на бурильных трубах должны обеспечить:

• вызов притока, отбор герметизированных проб жидкостей и газов из пласта;

• регистрацию диаграмм давления и притока при испытании;

• детальные исследования для точного определения положений межфлюидных контактов, изучения гидродинамической од­нородности пластов.

Геофизические исследования при испытании и освоении скважин должны обеспечить:

• выявление возможности заколонной циркуляции, негерме­тичности изоляционного моста и колонны (контроль каче­ства разобщения объектов испытания);

• выявление сообщаемости объектов испытания с соседними пластами в процессе испытания;

• контроль вызова, режима и состава притока;

• определение гидродинамических параметров исследуемых объектов.

Гидродинамические исследования в скважинах— геофизи­ческие исследования, предназначенные для изучения продук­тивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения дан­ных о продуктивности, фильтрационных свойствах, а также гид­родинамических связях пластов, включающие измерение давле­ния, температуры, скорости потока, составами свойств флюида в стволе скважины с использованием аппаратуры, спускаемой в скважину на каротажном кабеле.

Геофизические исследования и работы по интенсифика­ции притоков в скважинах должны обеспечить:

• обоснование возможности и способов интенсификации при­токов;

• воздействие на призабойную зону пластов энергией и про­дуктами взрыва, горения пороховых зарядов и горюче-окис­лительных составов;

• акустические, тепловые, электрические, электрогидравличес­кие и импульсные депрессионные воздействия на призабой­ную зону пластов с помощью аппаратов, спускаемых на кабе­ле и на трубах;

• контроль процесса и результатов кислотных обработок и дру­гих геолого-технологических мероприятий.

6. Специальные виды и технологии ГИРС в скважинах всех категорий применяются в отдельных перспективных пластах и интервалах, где обычный комплекс ГИРС не достаточен для ре­шения поставленных задач.

 

4.5.3. Методы ГИРС

Пермяков И.Г., Хайрединов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтегазопромысловая геология и геофизика. Учебное пособие для вузов. М., Недра, 1986. 269 с.

 

Электрические виды каротажа (ЭК)

 

Каротаж кажущихся электрических сопротивлений – КС.

При измерении удельного электрического сопротивления горных пород в скважину на кабеле опускают измерительную установку — зонд, состоящий из трех электродов (рис. 4.5.1). Четвертый электрод устанавли­вают на поверхности вблизи от устья скважины.

Через электроды А и В в землю пропускают электрический ток I. Этот ток создает между электродами М и N разность потенциалов ∆U, регистрируемую на поверхности. По измеренным значениям ∆U и I можно рассчитать удельное сопротивление ρ среды, окружающей зонд.

Зонд обладает свойством взаимозаменяемости электродов, в соответ­ствии с которым можно, сохранив расстояние между электродами, переменить их назначение, т. е. измерительные электроды М и N сделать токовыми, а токовые A и В — измерительными. При этом разность потенциалов не изменится, если сила тока питания останется прежней.

Зонд с одним токовым электродом называется однополюсным, с двумя — двухполюсным. Измерения в скважинах проводят с одно­полюсными (см. рис. 4.5.1, а) и двухполюсными (см. рис. 4.5.1, б) зондами.

 

Рис. 4.5.1. Схема измерения удельного сопротивления горных пород в сква­жине

а — однополюсный зонд; б — двухпо­люсный зонд; A, В—токовые электро­ды;  М — измерительные электроды; мА — прибор для измерения силы тока I; мВ — прибор для измерения разно­сти потенциалов ∆U

 

Два электрода зонда, включенные в одну и ту же цепь (измеритель­ную при однополюсном, токовую при двухполюсном зондах), называют парными, третий электрод, включенный в одну цепь с поверхностным электродом,— непарным. В зависимости от соотношения расстояний между электродами зонды бывают двух типов: потенциал-зонды и градиент-зонды.

Зонд, у которого расстояние между парными электродами во много раз больше расстояния между непарным и ближайшим к нему парным электродом, называется потенциал-зондом.

Зонд, у которого расстояние между парными электродами во много раз меньше расстояния от них до непарного электрода, называется градиент-зондом.

По порядку расположения электродов зонды делятся на подошвен­ные и кровельные. У подошвенного зонда парные электроды находятся ниже непарного, у кровельного — парные электроды выше непарного.

Зонд обозначают последовательным буквенным наименованием его электродов в порядке их расположения сверху вниз с указанием рас­стояния между электродами в метрах. Например, М4АО,5В — двух­полюсный подошвенный градиент-зонд длиной 4,25 м; В7,5АО,75М — двухполюсный потенциал-зонд длиной 0,75 м и т. п.

В скважинах исследуемая среда обычно электрически неоднородная. Удельное сопротивление промывочной жидкости отличается от сопротив­ления породы. Породы по разрезу скважины представлены пластами, удельные сопротивления и мощности которых могут быть весьма различными. Вблизи от стенки скважины удельное сопротивление проницаемых пластов изменяется в горизонтальном направлении за счет проникновения в породу фильтрата промывочной жидкости.

На рис. 4.5.2 сопоставлены кривые КС потенциал-зонда В7,5А0,75М, подошвенного градиент-зонда М2А0,5В и кровельного градиент-зонда В0,5А2М.

Рис. 4.5.2. Пример фактических кривых КС

 

По кривым КС выделяются пласты высокого сопротивления боль­шой (а, в) и малой (б, д, е) мощности, а также пачка пластов (г). Указанные пласты разделяются прослоями низкого сопротивления.

На кривой зонда М2А0,5В не отмечается максимума КС в подошве пласта. Как видно из кривой потенциал-зонда, это объясняется снижением удельного сопротивления пласта в направлении к подошве.

Из сравнения кривых КС подошвенного и кровельного градиент- зондов выявляется взаимное влияние пластов б и в и особенно пластов д и е.

Диаграммы КС используют для изучения геологического строения нефтяных и газовых месторождений. С помощью диаграмм КС и ПС уточняют стратиграфию, изучают строение, условия залегания, фациальную изменчивость толщ осадочных пород и т. п. Эти задачи решают обычно путем качественного сопоставления диаграмм по разным скважинам как по площади изучаемого месторождения нефти и газа, так и по соседним площадям.

Для облегчения сопоставления диаграмм измерения во всех скважинах в пределах крупных районов проводят одним и тем же стандартным зондом. Стандартный зонд выбирают таким, чтобы на кривой КС четко выделялось большинство пластов с различными удельными сопротивлениями, а кажущееся сопротивление мало отли­чалось от удельного сопротивления пластов.

Наиболее точно расчленение разреза скважины на пласты различ­ного удельного сопротивления производится по диаграмме КС, полу­ченной зондом малой длины. Однако в этом случае кажущееся сопротивление значительно отличается от удельного сопротивления пластов. Кажущееся сопротивление, измеренное зондом большой длины, близко к удельному сопротивлению пластов. Однако по диаграмме КС большого зонда затруднена отбивка пластов различных сопротивле­ний малой мощности в интервалах частого чередования пластов.

Практика показывает, что стандартным зондом, в наибольшей степени удовлетворяющим обоим требованиям, является зонд средней длины: градиент-зонд длиной 2,2-2,6 м или потенциал-зонд длиной 0,5-0,75 м.

В районах, разрез которых представлен песчано-глинистыми порода­ми, стандартными обычно являются градиент-зонды, например В0,5А2М, применяемый на Апшеронском полуострове и в Западной Туркмении. В районах с карбонатным разрезом стандартными являются потенциал-зонды, например В7,5А0,75М, применяемый в Башкирии, Татарии, Куйбышевском Поволжье.

 

Боковой каротаж (БК) — разновидность каротажа сопротивлений.

Рис. 4.5.3. Схема трехэлектродного зон­да БК:

а — схема зонда; б — распределение токо­вых линий от электрода Aо (Aо — цент­ральный токовый электрод; а₁ и А₂ — экранные токовые электроды; N — удален­ный измерительный электрод; Iо — ток через электрод Aо; I₁ +I₂ — ток через элек­троды A₁ и А₂; L. — длина зонда)

 

Применяют трех-, семи- и девятиэлектродные зонды БК. На рис. 4.5.3 приведена схема основного трехэлектродного варианта зонда. Измери­тельная установка (рис. 4.5.3, а) представляет собой длинный метал­лический цилиндр, составленный из трех изолированных друг от друга частей. Центральная, короткая часть зонда является основным электро­дом Aо, а симметрично расположенные относительно него и соединенные накоротко верхняя и нижняя части — экранными электродами А₁ и А₂.

Через основной и экранные электроды пропускается электри­ческий ток одного направления. Сила тока через основной электрод при измерениях поддерживается постоянной. Сила тока через экранные электроды автоматически регулируется так, чтобы разность потенциалов экранных и основного электродов была равна нулю. Измеряют потенциал U одного из электродов относительно удаленного электрода N и силу тока Iо через электрод Aо.

 

При микрокаротаже (МК) измеряют кажущиеся сопротивления зондами неболь-

 

Рис. 4.5.4. Схемы зондов МК и их электрического поля:

а — общий вид скважинного прибора; б — микрозонд; в — боковой каротажный микро­зонд. 1 — корпус; 2 — пружина; 3 — изоляционная пластина с электродами; 4 — кабель; 5 — промывочная жидкость в скважине; 6 — промежуточный слой; 7 — порода; 8 — токовый пучок центрального электрода А₀

 

ших размеров, электроды которых установлены на пластине из изоляционного материала, прижимаемой к стенке скважины с помощью пружин (рис. 4.5.4). Пластина препятствует растеканию электрического тока по скважине, что приводит к снижению влияния промывочной жидкости на результаты измерений.

Измерительная установка состоит из трех электродов, расположен­ных на расстоянии 2,5 см один от другого. Из них составляют два зонда: градиент-микрозонд АО,025МО,025М и потенциал-микрозонд А0,05М (МЗ – микрозонды).

Вследствие малой длины зондов (L=3,75 и 5 см соответственно у градиент- и потенциал-микрозондов) ими исследуют небольшой объем среды. Исследуемая среда ограничивается по площади размерами пластины и в радиальном направлении состоит из двух слоев различного удельного сопротивления.Первый слой представлен глинистой коркой против проницаемых пород. Толщина глинистой корки достигает 2 см, удельное сопротивле­ние ее мало отличается от сопротивления глинистого раствора. Против плотных пород глинистая корка отсутствует. Однако вследствие не­ровностей стенки скважины и возможного несоответствия формы пластины стенке скважины между ними всегда имеется тонкая пленка глинистого раствора. Таким образом, первый слой имеет удельное сопротивление ρсл, равное или близкое к сопротивлению глинистого раствора, и толщину Нсл, малую против плотных и большую против проницаемых пород.

Порода за стенкой скважины на радиальную глубину, не превышаю­щую 10-12 см, составляет второй слой исследуемого объема. Удель­ное сопротивление этого слоя равно удельному сопротивлению ρп не­измененной породы, если порода непроницаемая, либо удельному сопро­тивлению ρпп промытой части зоны проникновения проницаемой породы.

Для повышения геологической эффективности метода измерения в скважинах проводят одновременно градиент- и потенциал- микрозондами. Это обеспечивает получение кажущихся сопротивлений с обоими зондами при одной и той же толщине первого слоя. Обе кривые КС регистрируют в одинаковом масштабе и затем перечерчивают на один бланк диаграм­мной бумаги, совмещая нулевые линии сопротивлений.

По диаграммам микрозондов проводят детальное литологическое расчленение разрезов нефтяных и газовых скважин и выделяют в разрезах породы-коллекторы, залегающие среди плотных непроницаемых пород (рис. 4.5.5). Породам различных литологических типов соответ­ствуют следующие особенности на диаграммах микрозондов.

Пласты глин характеризуются минимальными кажущимися сопро­тивлениями, практически равными сопротивлению глинистого раствора. Показания градиент- и потенциал-микрозондов в глинах одинаковы. Указанные особенности связаны с тем, что против глин диаметр скважины увеличен. Электродная пластина не касается стенки скважины, поэтому на показания микрозондов влияет только сопротивление гли­нистого раствора.

Пласты песчаников отмечаются на диаграммах микрозондов более высокими по сравнению с глинами значениями кажущихся сопротив­лений. Характерным для песчаников является превышение значения ρк, измеренного потенциал-микрозондом, над значением, измеренным градиент-микрозондом,— так называемое положительное приращение КС. Кривые КС микрозондов против песчаников обычно сглажены.

Отмеченные особенности в показаниях микрозондов против песчаников, сохраняющиеся также против пористо-проницаемых карбонатных пород, обусловлены присутствием толстой глинистой корки на стенке скважины в интервале залегания коллекторов.

Плотные глинистые песчаники отмечаются на диаграммах микро­зондов более высокими ρк, чем пористые песчаники. Плотные известняки характеризуются наибольшими значениями рк на диаграммах микрозон­дов. Кривые КС на участках, соответствующих плотным известнякам и глинистым песчаникам, сильно изрезаны, ρк, измеренные потенциал-микрозондом, нередко меньше рк, измеренных градиент-микрозондом (отрицательные приращения КС).

 

Рис. 4.5.5. Пример использования диаграмм микрозондов для литологического расчленения разреза:

1 — нефтенасышенные песчаники; 2 — алевролиты; 3 — песчаники; 4 — глины; 5 — из­вестняки

 

Боковой микрокаротаж (БМК). Боковой микрокаротажный зонд монтируется на одной из пластин микрозонда. Он состоит из центрального токового электрода Aо и однополярного с ним (экранного) кольцевого электрода Fэ (см. рис. 4.5.4, в).

 

Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации – ПС.

Потенциалы самопроизвольной поляризации в скважинах зависят от литологического состава пород по разрезу. Это дает возможность широко использовать диаграммы потенциалов самопроизвольной поляри­зации (диаграммы ПС) для литологического расчленения и корреляции разрезов нефтяных и газовых скважин, а также для характеристики коллекторских свойств пород.

Потенциалы ПС в скважинах изучают путем регистрации кривой изменения разности потенциалов между двумя измерительными электро­дами, один из которых (электрод М) перемещается по скважине, а второй (электрод N) установлен неподвижно на поверхности вблизи от устья скважины.

В скважинах, бурящихся на нефть и газ, потенциалы ПС возникают в основном благодаря диффузии ионов солей на контакте двух сред, содержащих растворы различной концентрации.

На контакте свободного раствора, например фильтрата глинистого раствора с удельным сопротивлением ρф, с пористой средой, насыщен­ной раствором другой концентрации (пластовой водой с удельным сопротивлением ρв), возникает диффузионно-адсорбционный потенциал Ем, который, как и при контакте свободных растворов, приблизительно пропорционален логарифму отношения удельных сопротивлений рас­творов:

Рис. 4.5.6. Схема самопроизвольной поляризации в скважине:

в—минерализация пластовой воды больше минерализации промывочной жидкости; б — минерализация пластовой воды меньше минерализации промывочной жидкости. 1— песчаник; 2 — глина; 3 — токи ПС; 4 — график э. д. с. ПС; 5 — график ПС на границе пластов, обладающих равными адсорбционными способ­ностями (двух глинистых или двух песчаных пластов).

 

Потенциалы ПС в скважине могут возникать также в результате фильтрации промывочной жидкости в проницаемые пласты. Поровые каналы этих пластов образуют систему радиальных капилляров, через которые под действием перепада давлений в скважине и пластового продавливается промывочная жидкость. Это приводит к появлению на концах капилляров разности потенциалов Еф, называемой фильтрационным потенциалом.

Величина Еф пропорциональна удельному сопротивлению фильтрую­щейся промывочной жидкости и перепаду давлений ∆P.

Знак фильтрационного потенциала определяется направлением движения жидкости. Если гидростатическое давление столба промывоч­ной жидкости превышает пластовое давление, что обычно наблюдается в скважинах, стенка скважины против проницаемого пласта заряжается отрицательно.

Величина фильтрационных потенциалов обычно невелика и для проницаемых пластов составляет единицы милливольт на 1 МПа перепада давления при удельном сопротивлении раствора 1 Ом-м. Вследствие незначительной величины Еф наблюдаемые в скважинах потенциалы ПС обычно относят к потенциалам диффузионного происхождения.

Интерпретация диаграмм ПС. На диаграмме ПС нулевая линия отсутствует. Поэтому за условный нуль отсчета потенциалов ПС принимают линию глин — прямую, проведенную параллельно оси глубин через участки кривой ПС, соответствующие пластам глин. При ρф> ρв линия глин проходит по участкам кривой ПС с максимальными значениями потенциалов ПС. Против неглинистых пластов она отклоняется от линии глин в сторону отрицательных значений потенциалов ПС, образуя симметричные относительно середины пластов минимумы (отрицательные аномалии).

Когда ρф<ρв (этот случай встречается значительно реже), линия глин проходит по участкам кривой ПС с минимальными значениями потенциалов ПС. Против неглинистых пластов на кривой ПС наблю­даются симметричные относительно середины пластов максимумы (положительные аномалии).

При литологическом расчленении разрезов скважин по диаграммам ПС руководствуется следующим. В песчано-глинистых отложениях на кривой ПС наибольшими отрицательными аномалиями (при ρф> ρв) отмечаются неглинистые и слабоглинистые пески, песчаники, алевриты и алевролиты. Глины и сильноглинистые песчано-алевритовые породы отмечаются на кривой ПС большими показаниями, совпадающими с линией глин или близкими к ней. Песчано-алевритовые породы с промежуточными значениями глинистости отмечаются отрица­тельными аномалиями, амплитуда которых меньше, чем для неглинистых пород.

В интервалах залегания прослоев каменного угля в результате окислительно-восстановительных процессов на контакте с промывочной жидкостью возникают э. д. с. с положительным знаком в промывочной жидкости. Поэтому прослои угля отмечаются на кривой ПС положитель­ными аномилиями относительно линии глин.

В карбонатном разрезе наибольшими отрицательными аномалиями на кривой ПС характеризуются неглинистые известняки и доломиты независимо от их пористости. Максимальные показания соответствуют глинам, а также известнякам и доломитам с наибольшей глинистостью, когда глинистая фракция полностью заполняет поровое пространство карбонатного скелета породы. Промежуточными показаниями на кривой ПС отмечаются карбонатные породы со средними значениями глини­стости.

 

Электромагнит­ный каротаж (ЭМК)

 

Индукционный каротаж – ИК.

Индукционным каротажем (ИК) изучают удельную электропроводность горных пород. В отличие от других электрических методов ИК пригоден для исследования скважин, пробуренных как с обычными пресными, так и с непроводящими (на нефтяной основе) растворами.

Через одну генераторную катушку пропускают переменный ток с частотой в несколько десятков килогерц. Переменное магнитное поле, создаваемое этим током, индуцирует в окружающих породах вихревые токи кольцевого направления. Последние, в свою очередь, создают вторичное магнитное поле, которое наводит электродвижущую силу

Измеренная э.д.с. пропорциональна кажущейся электропровод­ности Ок исследуемой неоднородной среды:

Кривая кажущихся электропроводностей имеет линейную шкалу. Следовательно, она соответствует перевернутой кривой КС с гиперболи­ческой шкалой записи: на участке низкого сопротивления шкала кривой КС растянута, на участке высокого сопротивления — сжата.

За единицу удельной электропроводности берут величину, обратную ом-метру: 1/Ом-м или См/м (сименс на метр). Обычно при измерениях пользуются тысячными долями этой единицы — мСм/м.

 

Радиоактивные виды каротажа (РК)

При исследовании разрезов нефтяных и газовых скважин применяют гамма-каротаж, основанный на изучении естественного гамма-излучения горных пород, и методы, в которых исследуют эффект взаимодействия с горными породами излучения, создаваемого в скважине либо источником гамма-излучения (гамма-гамма-каротаж), либо источником нейтронов (нейтронный каротаж). В отличие от электрических радиоактивные методы можно применять для исследования обсаженных скважин (на­ряду с необсаженными) ввиду большой проникающей способности гамма-лучей и нейтронов.

Диаграммы радиоактивых методов широко используются для литологического расчленения разрезов скважин, выделения нефтегазоносных пород и определения их коллекторских свойств.

 

При гамма-каротаже (ГК) изучают естественную радиоактивность гор­ных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины. Радиоактивность осадочных горных-пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов — урана, тория, актиния, продуктов их распада, а также изотопа калия ⁴⁰К.

Рис. 4.5.7. Схема измерительных установок радиоактивных методов исследования скважин

γ- детектор гамма-излучения; п - детектор нейтронов; Г - источник гамма-излучения; N - источник нейтронов; L — длина зонда. 1 - стальной экран; 2 - свинцовый экран; 3 - парафин (или другой материал с высоким водородосодержанием); 4 - точка записи результатов измерений

 

Из осадочных пород наибольшей радиоактивностью обладают глины. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкг Ка-экв на 1 т и больше, причем более радиоактивны тонкодисперсные темноокрашенные битуминозные глины морского происхождения.

Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкг Ка-экв на 1 т. Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость  радиоактивности от содержания глинистого материала в породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-каротажа. Наименьшую радиоактивность, измеряемую долями единицы микрограмма Ка-экв/т, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли. Высокая радиоактивность калийных солей (до 45 мкг Ка-экв на 1 т) связана с изотопом ⁴⁰К, содержание которого в природной смеси изотопов калия составляет 0,012%.

Для измерения интенсивности естественного гамма-излучения в сква­жину опускают детектор гамма-излучения (разрядный или сцинтиляционный счетчик) и электронную схему, размещенные внутри металлического кожуха (рис. 4.5.7). Под действием гамма-квант-излучения пород в счетчике возникают электрические импульсы, которые усиливаются и по кабелю передаются на поверхность. С помощью наземной схемы импульсы тока стандартизируются по амплитуде и длительности и преобразуются в постоянный ток, сила которого пропорциональна сред­нему числу импульсов в единицу времени, т. е. скорости счета. Регистрируя этот ток, получают величину измеряемой интенсивности естественного гамма-излучения, а при перемещении прибора по скважине — кривую изменения гамма-излучения, называемую диаграммой ГК.

Определение литологического состава пород по диаграммам ГК основано на различии в естественной радиоактив­ности пород. Как отмечалось выше, среди осадочных пород наиболее радиоактивны глины и калийные соли. Поэтому на диаграммах ГК максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям, минимальные — пескам, песчаникам, карбонатным породам и гидрохи­мическим осадкам, не содержащим калийных солей. Глинистые пески, песчаники, известняки характеризуются промежуточными показаниями, величины которых тем больше, чем выше содержание глин в породе.

У большинства пород диапазоны изменения естественной радио­активности перекрывают друг друга, поэтому для однозначного определе­ния пород кривые ГК рассматривают совместно с кривыми других геофизических методов. Исключением являются случаи простых разрезов, например песчано-глинистых. Когда разрез исследуемой скважины пред­ставлен песчано-глинистыми породами, на кривой ГК минимумы соответствуют пластам песков и песчаников, максимумы — пластам глин, а промежуточные показания — глинистым пескам и песчаникам.

В песчано-глинистом разрезе кривая ГК в основном повторяет кривую ПС, записанную при наличии пресной промывочной жидкости в скважине (когда рф>рв). Это свойство кривых ГК широко используется для литологического расчленения разрезов при заполнении скважин соленой водой. В этом случае кривая ПС слабо дифференцирована и не может быть использована, тогда как дифференциация кривой ГК сохраняется в результате отсутствия заметного влияния минерализации глинистого раствора на показания ГК.

В разрезах, представленных карбонатными и гидрохимическими породами, на диаграммах ГК практически одинаковыми низкими показаниями отмечаются - известняки, доломиты, гипсы, ангидриты, каменная соль (рис. 4.5.8). Показания ГК повышены против глинистых разностей этих пород и максимальны против пластов глин, калийных солей, а также против пластов, обогащенных радиоактивными вещества­ми. В подобных разрезах кривые ГК обычно используются только для выделения глинистых отложений, которые обычно не являются кол­лекторами.

Рис. 4.5.8. Характеристика горных пород по диаграммам радиоактивных методов исследования скважин:

Кривые I — ГК, II — ГГК, III - НГК, IV — ННКТ, V — ННКН. 1 — глины; 2 — пески и песчаники; 3 — известняки плотные; 4 — известняки пористые и кавернозные; 5— гипс; 6 — калийная соль; 7 — каменная соль; 8 — ангидрит

 

В гамма-гамма-каротаже (ГГК) регистрируют гамма-излучение, созда­ваемое источником, расположенным в скважинном приборе на некотором заданном расстоянии от детектора (см. рис. 4.5.7). Это расстояние называют длиной зонда ГГК.

Измеряемая интенсивность Jизм складывется из гамма-излучения источника Jγγ, рассеянного окружающей средой, естественного гамма-излучения среды Jγ, прямого, т. е. не испытавшего рассеяния в среде гамма-излучения источника Jф. Для более четкого выявления эффекта взаимодействия гамма-излучения с породами, положенного в основу метода ГГК, необходимо в наибольшей степени уменьшить влияние составляющих Jγ и Jф на измеряемую интенсивность

Влияние естественного гамма-излучения снижают, увеличивая мощ­ность источника в скважинном приборе. Для ослабления прямого гамма-излучения источника между источником и детектором устанавли­вается экран. В результате кривая изменения Jизм, полученная при измерениях в скважине, оказывается близкой к кривой изменения по скважине интенсивности рассеянного гамма-излучения.

Таким образом, регистрируемая интенсивность рассеянного гамма-излучения изменяется в зависимости от плотности среды, окружающей скважинный прибор. С увеличением плотности регистрируемая интенсив­ность гамма-излучения уменьшается, с уменьшением плотности — растет. Следовательно, пластам, сложенным плотными породами, будут соответ­ствовать минимумы, а пластам, сложенным породами малой плотности,— максимумы на диаграмме ГГК.

Радиус исследования ГГК мал (около 10 см). Поэтому на результаты измерений сильно влияет среда вблизи скважинного прибора: диаметр скважины, ее конструкция, плотность промывочной жидкости. С увеличе­нием диаметра скважины и уменьшением плотности промывочной жид­кости показания ГГК резко возрастают. Наличие обсадной колонны и цемента за трубами снижает показания и ухудшает дифференциацию кривой.

Для уменьшения влияния скважины на показания источник и индикатор размещают в коллимационных каналах, а сам скважинный прибор снабжают устройством для прижатия его к стенке скважины так, чтобы окна коллимационных каналов были направлены к породе.

Эффективность применения ГГК для литологического расчленения разрезов скважин определяется тем, насколько различаются между собой породы разных литологических типов по объемной плотности, от которой показания ГГК находятся в обратной зависимости.

Плотность породы  зависит от минералогической плотности скелета, коэффициента пористости и плотности флюида, запол­няющего поры породы:

Плотность песчано-глинистых и карбонатных пород в основном определяется их пористостью (пустотностью) и изменяется в относи­тельно широком интервале (1,3—3 г/см³). Это объясняется большой разницей между плотностью твердого скелета и плотностью флюида в порах и сравнительно малым изменением плотности основных породо­образующих минералов. Например, минералогическая плотность для песчаников около 2,65 г/см³, известняков 2,7 г/см³, доломитов 2,85 г/см³. Плотность пластовой воды не превышает 1,2 г/см³.

Интервалы изменения плотности песчано-глинистых и карбонатных пород перекрываются, что ограничивает возможность однозначного разделения этих пород по диаграммам ГГК.

Плотность гидрохимических осадков (ангидрит, гипс, каменная соль и др.) в основном определяется их минералогической плотностью, так как пористость этих пород незначительна и достаточно постоянна. У отдельных литологических разностей плотность изменяется незначи­тельно и в среднем составляет: для ангидрита 2,9 г/см³, гипса 2,3 г/см³, каменной соли 2,1 г/см³.

Таким образом, гидрохимические осадки хорошо дифференцируются по плотности. Плотность их обычно значительно отличается от плотности вмещающих пород, что позволяет уверенно выделить их по диаграм­мам ГГК;

Пониженную плотность, резко отличающуюся от плотности вмещаю­щих песчано-глинистых пород, имеют ископаемые угли: от 1,2 г/см³ для бурых углей до 1,65 г/см³ для антрацита. В соответствии с изложен­ным ископаемые угли, каменная соль, высокопористые разности песчаных и карбонатных пород отмечаются повышенными, плотные известняки, ангидриты—пониженными показаниями на кривых ГГК (см. рис. 4.5.8). Высокие показания наблюдаются также для глин, против которых обра­зуются каверны. Поэтому диаграммы ГГК рассматривают совместно с кавернограммами.

 

Нейтронный каротаж (НК) проводится при помощи скважинного при­бора, содержащего источник нейтронов и расположенный на некотором расстоянии от него детектор гамма-излучения или нейтронов (см. рис. 4.5.7). Это расстояние, отсчитанное до середины детектора, называют длиной зонда.

Источником нейтронов является помещенная в ампулу смесь порошкообразного бериллия с радиоактивным элементом, обычно полонием. Нейтроны образуются в результате взаимодействия ядер ато­мов бериллия Ве с α-частицами Не, испускаемыми полонием:

Испускаемые источником нейтроны обладают скоростью свыше 10⁹ см/с. Такие нейтроны называют быстрыми. При движении в среде, окружающей источник, нейтроны благодаря отсутствию у них электри­ческих зарядов свободно проникают через электронные оболочки атомов среды и взаимодействуют с ядрами атомов. Это взаимодействие происходит последовательно в виде рассеяния, диффузии и захвата нейтронов ядрами атомов среды.

Для элементов среды, окружающей источник нейтронов, наибольшая потеря энергии, в среднем равная половине начальной, происходит при столкновении нейтрона с ядром атома водорода. Это объясняется практическим равенством масс нейтрона и ядра атома водорода. Поэтому замедляющая способность среды определяется в основном ее водородосодержанием. С увеличением водородосодержания уменьшается число соударений, после которых нейтрон становится тепловым, длина замедления также уменьшается.

В наибольшем количестве водород содержится в воде и нефти. Поэтому замедляющая способность горной породы в основном зависит от объема заключенной в ней воды или нефти (от пористости породы) и мало зависит от литологического состава ее.

Следующая за замедлением фаза движения нейтронов называется диффузией тепловых нейтронов. При диффузии тепловой нейтрон движется в среде без изменения своей средней энергии, пока не будет поглощен ядром одного из атомов среды.

При захвате теплового нейтрона ядром атома какого-либо элемента Х образуется изотоп исходного элемента и испускается один или несколько гамма-квантов:

Возникающее гамма-излучение на­зывается радиационным или вторич­ным.

Результаты измерений методами НК в основном определяются водородосодержанием пород. Чем больше последнее, тем меньшими показаниями характеризуются породы на диаграммах НК.

В горных породах водород содержится в воде, нефти и углеводород­ных газах, заполняющих поры породы, а также в химически связанной воде, присутствующей в глинистых минералах, гипсе и не­которых других минералах. Среди горных пород в наибольшем коли­честве водород находится в глинистых породах (глинах, аргиллитах, мергелях), заключающих значительное количество как поровой, так и химически связанной воды. Поэтому глинистые осадки отмечаются минимальными показаниями на диаграммах НК (при зондах больших размеров). Плотные породы (малопористые известняки и доломиты, ангидриты, плотные сцементированные песчаники), содержащие мало воды вследствие низкой пористости, характеризуются максимальными показаниями на диаграммах НК.

Промежуточные показания наблюдаются против песков, песчаников, алевролитов, пористых разностей карбонатных пород,

В разрезах нефтяных и газовых скважин встречаются породы, обладающие аномальными нейтронными свойствами. К ним относятся гипсы, содержащие большое количество химически связанной воды и отмечаемые минимальными показаниями, и каменная соль, которая обладает высокой поглощающей способностью для тепловых нейтронов благодаря большому содержанию хлора и отмечается неодинаково на диаграммах различных методов НК. На диаграммах НГК против пластов каменной соли наблюдаются аномально высокие значения интенсивности вторичного гамма-излучения. На диаграммах ННКТ эти пласты отмечаются минимумами, а на диаграммах ННКН они не выделяются среди других плотных пород.

Содержание водорода в нефти и воде примерно одинаково. Поэтому нефтеносные и водоносные пласты с одинаковым литологическим составом и пористостью не различаются по данным нейтронных методов. Исключение составляют случаи, когда пластовая вода сильно минерализована (содержит много хлора). Тогда против водоносных пластов показания повышены на диаграммах НГК и понижены на диаграммах ННКТ по сравнению с показаниями против нефтеносных пластов.

Газоносные пласты отмечаются высокими показаниями, близкими к показаниям против плотных пород, что связано с незначительным содержанием водорода в газе.

Различия в показаниях против коллекторов, обусловленные характе­ром насыщающего их флюида, часто не наблюдаются на диаграммах, зарегистрированных в необсаженных скважинах. Это объясняется про­никновением фильтрата промывочной жидкости в пористые и проницае­мые пласты и оттеснением ею пластовых флюидов за пределы радиуса исследования.

По диаграммам радиоактивных методов определяют глинистость (ГК) и пористость (ГГК, НК) коллекторов.

 

Нейтронный гамма-каротаж (НГК). При НГК измеряют интенсив­ность вторичного гамма-излучения возникающего при облучении пород нейтронами. При измерениях суммируются естественное гамма-излучение пород и гамма-излучение источника нейтронов, которое достигает детектора прямо, а также после рассеяния породами.

Искажающее влияние естественного гамма-излучения на результаты измерений НГК невелико в связи с применением в скважинном приборе источника нейтронов достаточно большой мощности. Влияние гамма-излучения источника нейтронов уменьшают с помощью экрана, устанавливаемого между источником и детектором. В результате полу­чают кривую, близкую к кривой изменения вторичного гамма-излучения вдоль ствола скважины.

Интенсивность вторичного гамма-излучения пропорциональна плот­ности тепловых нейтронов в зоне расположения детектора, т. е. в основном определяется водородосодержанием пород. На практике обычно при­меняют зонд НГК длиной 60 см. На диаграмме НГК, полученной с этим зондом, будет наблюдаться обратная зависимость между величиной интенсивности вторичного гамма-излучения и водородосодержанием (водосодержанием) пород.

Значительное влияние на показания НГК оказывает содержание в породах хлора, обладающего высокой поглощающей способностью. Поэтому в интервалах разреза с повышенным содержанием хлора (например, в пластах каменной соли) показания НГК возрастают.

При измерениях в обсаженной скважине интенсивность вторичного гамма-излучения уменьшается в результате экранирующего влияния обсадных труб. Однако относительные изменения показаний на кривой НГК, соответствующие изменению водородосодержания по разрезу, остаются практически такими же, как и в необсаженных скважинах.

 

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ). В этом методе измеряют плотность тепловых нейтронов на заданном расстоянии от источника нейтронов. Аппаратура, применяемая при измерениях ННКТ, такая же, как других радиоактивных методов, только в качестве детектора вместо счетчиков гамма-квантов используют счетчики тепловых нейтронов. Под действием тепловых нейтронов, попавших в цилиндр этого счетчика, возникают электрические импульсы. Число импульсов в единицу времени характеризует плотность тепловых нейтронов. Для защиты счетчика от прямого воздействия нейтронов источника между ними устанавливается экран, состоящий из стали и водородосодержащего материала (пластмассы и т. п.).

Показания ННКТ в основном соответствуют показаниям НГК. На диаграммах ННКТ пористые породы отмечаются низкими показания­ми, а плотные породы с незначительным содержанием водорода — высокими. Однако при ННКТ увеличивается влияние элементов с большой поглощающей способностью, в частности хлора. В отличие от НГК показания ННКТ уменьшаются с ростом содержания хлора в породах и промывочной жидкости.

 

Нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКН). В этом методе измеряют плотность медленных нейтронов. Медленными, или надтепловыми, называют нейтроны, энергия которых больше энергии тепловых нейтронов. В качестве детектора надтепловых нейтронов применяют счетчик тепловых нейтронов, окруженный слоем замедлителя и снаружи слоем кадмия. Кадмий поглощает тепловые и пропускает к счетчику только надтепловые нейтроны. Последние замедляются водородосодержащим слоем до энергии тепловых нейтронов и от­мечаются счетчиком.

Плотность надтепловых нейтронов не зависит от содержания хлора в породах и промывочной жидкости, так как для этих нейтронов сечение захвата ядер атомов хлора мало отличается от сечения захвата ядер атомов других элементов. Поэтому показания ННКН определяются главным образом замедляющими свойствами пород и, следовательно, более тесно связаны с водородосодержанием' (пористостью) пород, чем данные НГК и ННКТ.,

 

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж

В импульсном нейтрон-нейтронном каротаже (ИННК) измеряют плот­ность тепловых нейтронов по стволу скважины с помощью индикатора, расположенного на некотором заданном расстоянии от импульсного генератора нейтронов. В импульсном генераторе нейтроны создаются при помощи линейного ускорителя, в котором ионы дейтерия (Н²) ускоряются сильным электрическим полем и бомбардируют мишень, содержащую тритий (Н³). При этом происходит ядерная реакция

Поток нейтронов образуется в виде кратковременных импульсов во время подачи на ускоритель высокого напряжения с частотой 400 Гц. Испускаемые генератором нейтроны обладают энергией 14 Мэв.

При ИННК регистрируется кривая изменения плотности тепловых нейтронов с глубиной скважины при постоянных заданных значениях времени задержки и ширины «окна». Несколько кривых, полученных в одной и той же скважине при различных временах задержки, позволяют установить изменение во времени после окончания импульса плотности тепловых нейтронов против различных пластов.

Значения Тп характеризуют поглощающую способность пластов и определяются содержанием элементов с большим сечением захвата, в первую очередь хлора. С увеличением содержания хлора в пласте значение Тп резко уменьшается. Например, при достаточно высокой минерализации пластовой воды среднее время жизни тепловых нейтро­нов в водоносных песчаниках равно 90-110 мкс, в нефтеносных песчаниках 260-300 мкс. Это дает возможность по диаграммам ИННК надежно определять ВНК по переходу от низких показаний в водонасыщенной части пласта к высоким показаниям в нефтенасыщенной части пласта.

Наряду с ИННК на практике применяют также его модификацию — импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). В ИНГК измеряют интенсивность вторичного гамма-излучения, создаваемого импульсами нейтронов от генератора.

Чувствительность ИННК (ИНГК) к изменению содержания хлора в пластах (изменению Тп) во много раз больше, чем методов НГК и НКТ. Это способствует эффективному применению ИННК (ИНГК) для изуче­ния динамики перемещения ВНК и изменения водонефтенасыщенности в продуктивных пластах при разработке месторождений.

 

Ядерно-магнитный каротаж - ЯМК. При его помощи определяют содержание несвя­занной жидкости в поровом простран­стве породы. Работы проводятся для выделения нефте-, газо- и водонасыщенных пластов с гранулярной или кавернозной пористостью при отсутствии в них начального градиента давления; оценки пори­стости нефте- и водонасыщенных пластов.

 

Акустические виды каротажа (АК)

 

Акустический каротаж (АК) основан на изучении упругих свойств горных пород по наблюдениям в скважине за распространением упругих волн. Применяемый в АК скважинный прибор имеет источник упругих колебаний и расположенные на некотором расстоянии от него один или два приемника (рис. 4.5.9). При перемещении прибора по сква­жине регистрируют кривую изменения времени пробега упругой волной расстояния между источником и приемником (при одном приемнике) или расстояния между двумя приемниками. Это время обратно пропор­ционально скорости распространения упругой волны в среде, окру­жающей прибор. Поэтому данная модификация называется акустиче­ским каротажем по скорости (АКС).

Другой модификацией АК является акустический каротаж по зату­ханию (АКЗ), с помощью которого изучают способность горных пород поглощать (ослаблять) упругие колебания. В АКЗ регистрируют кривую изменения по стволу скважины амплитуды упругой волны, прошедшей расстояние от источника до приемника или расстояние между прием­никами.

В качестве источника и приемников упругих волн применяются магнитострикционные (а также пьезоэлектрические) преобразователи электрической энергии в колебательную и наоборот.

Чтобы исключить возможность поступления упругой волны к приемни­кам по корпусу скважинного прибора, между элементами зонда уста­навливают акустические изоляторы, сильно поглощающие упругие коле­бания. Для уменьшения помех, возникающих от механических коле­баний и вибраций при перемещении скважинного прибора, последний амортизируется (покрывается слоем резины).

На показания зонда АКС с одним приемником значительно влияет скважина, так как в длину пути, пробегаемого упругой волной от излучателя до приемника, входят участки по промывочной жидкости. Поэтому изменение диаметра скважины и положения в ней скважинного прибора искажает диаграммы.

В АКЗ двухэлементным зондом измеряют амплитуду колебаний, соответствующих продольной волне по породе. С помощью электронной схемы амплитуда преобразуется в пропорциональное ей напряжение в милливольтах (мВ) или вольтах (В), которое записывается реги­стрирующим прибором в виде кривой в функции глубины скважины. Для повышения чувствительности метода обычно измеряют интегральное значение амплитуды, т. е. сигнал, соответствующий нескольким перио­дам колебаний продольной волны за первым вступлением

По данным АК определяют скорость распространения упругих волн в породах, пересеченных скважиной, и поглощающие свойства пород. Скорость распространения упругих волн зависит от упругих свойств минерального скелета породы, ее пористости (пустотности), структуры пустотного пространства и от упругих свойств флюидов, заполняющих это пространство. Чем более монолитна порода вследствие цементации и воздействия горного давления, чем меньше пористость породы, тем больше в ней скорость распространения упругих волн. Наименьшие значения скорости (1500—2500 м/с) имеют рыхлые высокопористые породы: пески, глины, рыхлые песчаники. Высокие значения скорости (3000—6000 м/с) наблюдаются в сильносцементированных малопо­ристых песчаниках и гидрохимических осадках. Наибольшими значениями скорости (5000—7500 м/с) характеризуются плотные кристаллические карбонатные породы.

В широких пределах изменяются также поглощающие свойства горных пород.

Определение литологического состава пород по диаграммам АК основано на различии скоростей распространения и затухания упру­гих волн для разных пород. Плот­ные породы (сильносцементирован­ные малопористые песчаники, плот­ные известняки, доломиты, ангид­риты) отмечаются наиболее низки­ми значениями времени пробега и наиболее высокими значениями амплитуд упругих волн (рис. 4.5.9). Глинам соответствуют максималь­ные показания на кривых времени и минимальные — на кривых ам­плитуд. Это обусловлено как упру­гими свойствами глин (малая ско­рость распространения и большое поглощение упругих волн), так и наличием против каверн. Породы-коллекторы (слабосцементированные песчаники, пористые известняки и доломиты) отмечаются промежуточными показаниями на кривых вре­мени и амплитуд. Чем больше пористость коллектора, тем меньше раз­личие в показаниях АК против коллектора и против глин.

Как видно из сопоставления кривых АК с кривой КС (см. рис. 4.5.9), наблюдается прямое соответствие между кривыми КС и амплитуд и обратное — между кривыми КС и времени пробега упругих волн.

Рис. 4.5.9. Сопоставление кривых АКС (/) и АКЗ (//) упругих волн с кривой КС потенциал-зонда (///):

1 — глины; 2 — песчаники; 3 — известняки плотные; 4 — известняки пористые; 5 — ангидриты; 6 — каменная соль; 7 — гипсы; 8 — нефтенасыщенный коллектор; 9 — водонасыщенный коллектор

 

Вода, нефть и газ, заполняющие пустотное пространство пород, характеризуются различными значениями скорости распространения упругих волн. Значение скорости в воде несколько изменяется в зави­симости от минерализации, температуры и давления. В среднем его можно принять равным 1600 м/с. Значение скорости в нефти 1300—1400 м/с, в метане 430 м/с (зависит от давления и температуры). Поэтому при равенстве прочих условий (литологического состава, пористости и др.) скорость распространения упругих волн в нефте­носном пласте меньше, чем в водоносном; еще ниже она в газоносном пласте. В том же порядке уменьшаются амплитуды колебаний упругих волн. Указанные различия упругих свойств растут с увеличением пористости коллекторов. Благодаря этому по кривым АК можно опреде­лить характер насыщения коллекторов, если радиус исследования пре­вышает глубину зоны проникновения, в которой изменение насыщенности в значительной степени нивелируется фильтратом промывочной жидкости.

Радиус исследования АК можно увеличить, применяя низкочастот­ный (1—5 кГц) излучатель упругих колебаний. В этом случае удается определять положение ВНК и ГЖК по данным исследований в обса­женных скважинах при жестком контакте цементного кольца с колонной и стенкой скважины.

По диаграмме АКС находят коэффициент пористости горных пород, используя линейную связь между ∆t и Кп.

АК применяют также для контроля цементирования скважин и фото­графирования методом ультразвуковой эхолокации стенок скважины, заполненной промывочной жидкостью или нефтью. Фотографирование осуществляется с помощью скважинного акустического телевизора (САТ).

В САТ импульсы упругих колебаний частотой 1 мГц от пьезоэлектри­ческого преобразователя, вращающегося с частотой 3—4 об/с, проходят через акустически прозрачную перегородку в кожухе скважинного прибора и падают на стенку скважины. Отраженные от нее упругие колебания принимаются тем же преобразователем, превращаясь в эле­ктрические сигналы, усиливаются, детектируются и передаются по кабелю в наземную панель для модуляции яркости луча кинескопа. Каждым импульсом на стенке скважины исследуется площадка диаметром около 18 мм. Так как скважинный прибор перемещается по оси скважины с постоянной скоростью, то площадки образуют винтовую линию, шаг которой определяется скоростью подъема прибора и скоростью вращения преобразователя. Начало каждой строчной развертки, соответствующей одному обороту преобразователя, привязывается к одной и той же образующей скважинного прибора. Перед экраном кинескопа синхронно с перемещением скважинного прибора протягивается фотопленка, на которой рядом расположенные строки образуют непрерывное изобра­жение развертки стенки скважины.

Дифференциация по тонам на фотографиях САТ, пропорциональная изменению отражательной способности стенки скважины, зависит от состояния (шероховатости) поверхности, акустического сопротивления среды, диаметра скважины и свойств жидкости в скважине. В местах нарушения поверхности происходит частичное или полное поглощение сканирующего импульса, что приводит к появлению темных участков на фотографии, форма которых соответствует геометрии дефектов поверхности. В соответствии с этим исследования САТ в открытом стволе позволяют выделить каверны, трещины, желобы и определить их размеры; расчленить тонкослоистые интервалы при существенном различии (не менее чем в 1,5 раза) отражательной способности сла­гающих их пород. Исследования в обсаженной скважине дают возмож­ность установить местоположение, характер и размеры дефектов труб, а также местоположение и количество перфорационных отверстий.

 

Термокаротаж (высокоточный, дифференциальный)- Т

При использовании этого метода измеряют температуру вдоль ствола скважины для изучения естественного теплового поля Земли и выявления тепловых аномалий при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Данные термометрии используют при изучении геологического строения месторождений нефти и газа и для контроля за техническим состоянием скважин.

Температуру в скважинах измеряют с помощью скважинного термометра сопротивлений, действие которого основано на изменении сопротивления датчика (металлического проводника или термистора) под влиянием температуры. Температуру среды, в которой находится термометр, определяют путем измерения сопротивления датчика, поме­щенного в термометре.

С увеличением глубины температура в недрах постепенно растет. Быстрота нарастания температуры характеризуется геотермическим градиентом Г, показывающим изменение температуры в °С при увели­чении глубины на 100 м.

В процессе бурения в скважине циркулирует промывочная жидкость, температура которой отличается от температуры окружающих пород. Между породами и скважиной происходит теплообмен, в результате чего температура пород в слое, прилегающем к скважине, отличается от естественной.

После прекращения циркуляции промывочной жидкости скважина и прилегающие к ней участки пород постепенно воспринимают есте­ственную температуру пород, и в скважине устанавливается состояние теплового равновесия с окружающими породами. Время, в течение которого скважина должна находиться в покое, чтобы в ней наступило тепловое равновесие с породами, зависит от многих факторов (началь­ной разности температур, длительности циркуляции промывочной жид­кости в скважине, диаметра скважины, тепловых свойств пород) и для глубоких скважин составляет 10 сут и более.

Температуры измеряют в необсаженных и обсаженных скважинах как до установления в них теплового равновесия с породами — методом неустановившегося теплового режима, так и при тепловом равновесии — методом установившегося теплового режима.

Метод установившегося теплового режима. Термограмма, зареги­стрированная при установившемся тепловом режиме, представляет собой кривую изменения естественных температур по разрезу скважины и назы­вается геотермой. Наклон кривой к оси глубин определяется величиной геотермического градиента на данной глубине (рис. 4.5.10).

Геотермический градиент зависит от плотности теплового потока и удельного теплового сопротивления пород.

Среди осадочных пород наибольшие значения удельного сопротив­ления и геотермического градиента соответствуют глинам и глинистым сланцам, меньшие — неглинистым песчаникам и карбонатным породам, минимальные — гидрохимическим отложениям (ангидритам, каменной соли).

Рис. 4.5.10. Термограмма естественного теплового поля (1) и графики изме­нения удельного теплового сопротив­ления пород (2) и геотермиче­ского градиента Г (3)

 

Метод неустановившегося теплового режима. Когда температуры в скважине и окружающих породах различаются между собой, вырав­нивание их величин происходит с неодинаковой для различных пород скоростью. Последняя находится в прямой зависимости от параметра а, называемого удельной температуропроводностью пород.

 

 

Рис. 4.5.11. Кривые температур, получен­ные при неустановившемся тепловом режиме в скважине: I-Тр>Тп; II -Тр<Тп; 1—глины; 2-известняки; 3 — песчаники; 4 — ангидриты

 

Сущность метода сводится к регистрации ряда последовательных кривых изменения температур по скважине в процессе восприятия ею температуры пород Тп. Если температура промывочной жидкости Тр выше температуры пород Тп, то породам с повышенной температуро­проводностью (песчаникам, известнякам, гидрохимическим осадкам) соответствуют пониженные показания, а породам с пониженной темпе­ратуропроводностью (глинам) — повышенные показания на термограмме (рис. 4.5.11). Обратное соотношение наблюдается при Тр<Тп.

По термограммам в разрезе скважины можно выделить газоносные пласты. Они отмечаются интервалами пониженных температур, воз­никающих вследствие охлаждения при расширении газа, поступающего из пласта в скважину.

 

Определение дебита и профиля приемисто­сти.

 

Скорость движения флюидов в стволе скважины определяют дебитомером. Работы проводятся для выделения работающих нефте-, газо- и водонасыщенных пластов и определение поинтервального де­бита; контроль за  поступлением воды при закачке.

 

Сейсмические наблюдения в скважинах

 

Сейсмические наблюдения в скважинах включают сейсмокаротаж (СК), вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) и специальные работы по изучению межскважинного и око-лоскважинного пространства методом обращенного годографа (МОГ) и способом непродольного вертикального профилирования (НВП).

Сейсмокаротаж проводится для определения скоростных параметров разреза и привязки сейсмических границ. При сейсмокаротаже, как правило, изучаются первые вступления проходящих (прямых) волн.

При ВСП регистрируются и изучаются не только первые вступления проходящих волн, но и все волны в последующей час­ти записи. Во всех случаях, где это по техническим условиям воз­можно, целесообразно проведение ВСП.

ВСП применяется для:

- изучения волновой картины во внутренних точках среды, определения природы волн, регистрируемых на наземных сейсмограм­мах, изучения их кинематических и динамических характеристик;

- стратиграфической привязки регистрируемых волн;

-изучения скоростного разреза на участке, примыкающем к скважине, определения отражающих и поглощающих характеристик разреза;

- изучения формы сигнала и выбора оптимальных условий воз­буждения.

ВСП рекомендуется проводить в сочетании с акустическим ка­ротажем. Специальные работы МОГ и НВП применяются при изучении сложно построенных сред.

Различаются однокомпонентные скважинные наблюдения (СК, ВСП), при которых регистрируется вертикальная компонента поля упругой волны, и многокомпонентные наблюдения   поляризационной методикой (ПМ ВСП), при которой регистрируются различные составляющие поля

Многокомпонентные скважинные наблюдения (ПМ ВСП) могут применяться при изучении сложно построенных сред с целью разделе­ния волн, подходящих к скважине с разных направлений, изучения характеристик поперечных и обменных волн.

Все сейсмические работы в скважинах должны прово­диться в соответствии с требованиями «Инструкции по геофизичес­ким работам в скважинах».

Сейсмокаротаж и ВСП производятся с использованием специального оборудования (кабеля, подъемники и пр.). Рекомен­дуется все наблюдения проводить многоприборным зондом. Наблю­дения выполняются при подъеме зонда от забоя скважины.

Перед проведением работ скважина должна быть обязательно промыта и прошаблонирована. Во избежание заклинивания инстру­мента спуск и подъем зонда следует производить медленно. Необ­ходимо избегать приближения зонда к забою скважины на расстоя­ние менее 10 м. Не разрешается оставлять зонд в необсаженной части скважины на одной глубине более чем на 10-15 мин.

Глубина погружения зонда определяется по счетчику и меткам на кабеле. Во время спуска рекомендуется производить для контроля за глубиной погружения несколько записей через опре­деленные интервалы.

При применении многоприборных и многокомпонентных зондов должна быть обеспечена идентичность всего тракта записи, включая глубинные сейсмоприемники, и представлены подтверж­дающие ее контрольные ленты, полученные перед началом работ и по их окончании, а также при замене глубинного зонда

При скважинных наблюдениях предъявляются повышенные тре­бования к точности отсчета времен. Для контроля за отметкой мо­мента взрыва устанавливаются контрольные сейсмоприемники у устья каждой взрывной скважины, а также на расстоянии 50-100 м от нее.

Условия возбуждения и характеристики приемного ка­нала должны обеспечить при сейсмокаротаже регистрацию четкого первого вступления проходящей волны в каждой точке наблюдений, а при ВСП - получение импульса первой волны, простого по форме и короткого по времени. Для выбора условий возбуждения при работах ВСП необходимо проведение на каждой скважине специальных опытных работ. Для обеспечения повторяемости формы записи требуется сохранять условия возбуждения и, в первую очередь, глубину зало­жения и массу заряда.

Контроль за стабильностью условий возбуждения осуществ­ляют по контрольному сейсмоприемнику, помещенному в специаль­но для этой цели пробуренной скважине, располагаемой между пунк­том взрыва и устьем исследуемой скважины.

При проведении сейсмокаротажа (ВСП) необходимо получение не менее двух вертикальных годографов, относящихся к пунктам взрыва, удаленным на разные расстояния от устья скважины. Один пункт взрыва следует поместить на минимальном безопасном расстоянии от устья скважины. Наиболее удаленный пункт взрыва следует располагать от устья скважины на расстоянии половины длины годографа ОГТ. Вблизи каждого взрыва должна быть изучена зона малых скоростей.

В сложных условиях, а также для решения специальных за­дач, например изучения анизотропии, вертикальный профиль целе­сообразно отрабатывать из серии ПВ, расположенных на дневной поверхности вдоль одной линии, либо по площади. Расстояния меж­ду ПВ и схема их расположения определяются задачами исследова­ний.

Расстояние между точками наблюдений при ВСП так­же выбирается максимальным, при котором сохраняется корреляция волн по вертикальному профилю, но обычно применяются расстояния от 10 до 20 м.

При работе многоканальными зондами целесообразно перекры­вать один корреляционный прибор.

 Для увязки данных ВСП и наземных наблюдений необхо­димо комбинировать наблюдения по вертикальным и горизонтальным профилям. При этом оба профиля отрабатываются из одних и тех же ПВ. Материалы таких наблюдений целесообразно представлять в виде комбинированных горизонтально-вертикальных годографов или временных разрезов.

 

Геохимические методы изучения разрезов скважин

 

К геохимическим методам изучения разрезов скважин относятся методы газового и люминесцентно-битуминологического анализа промывочной жидкости и шлама. Одновременно с геохимическими исследованиями регистрируются данные, характеризующие параметры бурения скважины (скорость проходки и расход промывочной жидкости). Эти исследо­вания проводят непрерывно в процессе бурения скважин (обычно поисково-разведочных и опорных) для выделения в разрезе и предва­рительной оценки пластов, содержащих нефть и газ.

Исследования по газовому каротажу впервые были проведены в 1933 г. В. А. Соколовым. Перед газовым каротажем обычно ставятся следующие задачи: установление скоплений углеводо­родов в горизонтах путем регистрации в процессе бурения продуктивных интервалов; определение характера их насыщенности (нефть, газ, вода с растворенным газом). Основные газокаротажные работы проводятся по буровому раствору и дополняются газометрией скважин по керну и шламу.

 

Метод газового анализа промывочной жидкости

При проходке нефтегазоносных пластов газ, свободный и растворенный в нефти и воде в пустотном пространстве разбуренного объема породы, поступает в промывочную жидкость, циркулирующую по сква­жине, и выносится вместе с ней на поверхность. Схема газового анализа промывочной жидкости, выходящей из скважины, приведена на рис. 4.5.12.

Газ извлекается из промывочной жидкости при помощи дегазатора 1, устанавливаемого в желобе для слива промывочной жидкости, воз­можно ближе к устью скважины. Дегазатор представляет собой камеру, в которую подается промывочная жидкость; из камеры непре­рывно отсасывается воздух вакуумным насосом 11. Создаваемые при этом понижение давления и механическое воздействие (перемешивание, разбрызгивание) обеспечивают выделение части газа из промывочной жидкости, находящейся в камере дегазатора. Выделяющийся газ сме­шивается с воздухом в камере дегазатора, образуя газовоздушную смесь, которая направляется далее к приборам для газового анализа по вакуумной линии 2. Для обеспечения постоянства степени дегазации и условий работы приборов газового анализа в вакуумной линии под­держиваются неизменными скорость газовоздушного потока и разреже­ние, контролируемые соответственно ротаметром 4 и вакуумметром 10.

Рис. 4.5.12. Схема газового анализа промывочной жидкости:

1 — дегазатор; 2 — вакуумная линия; 3 — отстойник; 4 — ротаметр; 5 — отвод к хро­матографу; 6, 7 — камеры соответственно с рабочим и компенсационным плечами мостика газоанализатора; 8 — регистрирующий прибор; 9 — баллон; 10 — вакуумметр; 11— вакуумный насос

 

Емкость 9 сглаживает колебания в линии, обусловленные работой вакуумного насоса.

Газовоздушная смесь очищается от механических примесей и капель жидкости в отстойнике 3 и поступает на чувствительный элемент 6 газоанализатора.

В интервалах разреза, характеризующихся повышенными газо­показаниями, а также в перспективных на нефть и газ интервалах проводят компонентный анализ состава углеводородных газов, извле­каемых из промывочной жидкости. Для этого применяется хроматограф, основными узлами которого являются разделительная колонка, газо­анализатор и регистрирующий прибор.

При газометрии скважин одновременно с диаграммой суммарных газопоказаний регистрируется также диаграмма продолжительности проходки (мин/м), представляющей собой величину, обратную ско­рости бурения , м/ч:

Она используется при интерпретации данных газового анализа промывочной жидкости и для расчленения разрезов скважин по меха­ническим свойствам горных пород.

Основные задачи интерпретации диаграмм газометрии промывочной жидкости — выделение и предварительная оценка газонефтесодержащих пластов в разрезе скважины. Решение этой задачи до окончания бурения скважины позволяет наметить перспективные интервалы для проведения в них промыслово-геофизических исследований после бурения и обеспечивает надежную оценку характера насыщения коллекторов, выделен­ных по данным этих исследований.

Интерпретацию начинают с выделения на диаграмме суммарных газопоказаний участков, характеризующихся показаниями, превышающими фоновые не менее чем в 3 раза. Фоновыми называются газо­показания, наблюдаемые по всему разрезу скважины или в пределах значительных интервалов, которые возникают за счет постоянной газо­вой составляющей разбуриваемых пород, вследствие неполной дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе после проходки газонефтесодержащих пород при попадании в раствор смазки и нефти.

Большой фон затрудняет, а иногда не позволяет выделить в разрезе скважины пласты, содержащие газ и нефть. Влияние его в этом случае можно исключить путем проведения газометрии как выходящей из скважины, так и входящей в нее промывочной жидкости и опреде­ления разности газопоказаний (с учетом величины отставания входящей промывочной жидкости).

Приведенные газопоказания ха­рактеризуют не начальную, а оста­точную   газонефтенасыщенность пластов. Это объясняется тем, что в процессе бурения промывочная жидкость проникает в породу под долотом прежде, чем порода раз­бурена, и оттесняет газ и нефть в глубь пласта. Остаточная газо­нефтенасыщенность уменьшается с увеличением проницаемости плас­та. Например, для хорошо прони­цаемых песчаных пластов она составляет около 20 %, тогда как для кар­бонатных коллекторов низкой проницаемости она мало отличается от начальной (потеря газа за счет опережающей фильтрации промывочной жидкости не превышает 10 %).

Пласты, характеризующиеся повышенными показаниями на диаграм­мах газометрии, могут соответствовать газоносным пластам, содержащим скопления природного газа, нефтеносным пластам с растворенным (попутным) газом и водоносным (непродуктивным) пластам с раство­ренным газом или остаточной нефтью. Для определения характера насыщения пластов и отделения продуктивных пластов от водоносных используют значения приведенных газопоказаний Глр.

При приближении к нефтегазосодержащему пласту во время бурения концентрация газообразных углеводородов в буровом растворе повышается. На газокаротажной диа­грамме отмечаются эти повышенные показания. Учитывая режим буре­ния, скорость циркуляции бурового раствора и его отставание, вводят соответствующие поправки для установления точной глубины проявляю­щих пластов. Все эти данные получаются на основе показаний приборов газокаротажной станции; разработаны автоматизированные газока­ротажные станции.

В последнее время с успехом применяется «газовый каротаж после бурения». Во время остановки бурения на 20-24 ч буровой раствор на­сыщается газом против продуктивных пластов благодаря диффузии га­зов. Затем после возобновления циркуляции проводят газокаротажные измерения и получают диаграмму, где максимумы газопоказаний соот­ветствуют продуктивным пластам. Четкость таких диаграмм получает­ся очень высокой. Газовый каротаж после бурения перспективен при исследовании глубоких и сверхглубоких скважин в сложных геолого-физических условиях больших глубин. При бурении их из-за длительно­го прохождения бурового раствора от забоя скважины до дневной поверх­ности и низких скоростей бурения газ, попадающий из выбуренной поро­ды и пласта в буровой раствор, значительно разбавляется и четкость диаграммы газового каротажа во время бурения снижается.

 

Рис. 4.5.13. Кривые газового каротажа, прове­денного на скв. 50 Левкинского месторожде­ния Краснодарского края (по Юровскому)

а—после бурения (четыре цикла циркуляции); б—в процессе бурения.

 

На рис. 4.5.13 показано сопоставление газового каротажа во время и после бурения, проведенного на глубокой скважине № 50 Левкинской площади Краснодарского края. Кривые газового каротажа после буре­ния оказались более контрастными по сравнению с кривой каротажа во время ее бурения. Они позволили более точно выделить две продуктив­ные пачки и успешно провести испытание скважины.

Особенность газометрии скважин по керну заключается в отборе герметичных кернов, для чего необходимы герметичные керноотборники. При обычном отборе керна большая часть газа теряется при поднятии керна на поверхность, что снижает возможности проведения этого вида каротажа. Однако и в последнем случае анализ извлеченного свободного и защемленного газа из керна позволяет получить дополни­тельные сведения о продуктив­ных пластах и миграции угле­водородов.

 

Люминесцентно-битуминологический метод

Люминесцентно-битуминологический метод, основанный на свойстве битумов люминесцировать при облучении их ультрафиолетовыми лучами, применяется для выявления нефтесодержащих пород в разрезе сква­жины. Люминесцентно-битуминологическому анализу подвергают пробы шлама и грунтов.

Анализ проводят с помощью люминоскопа, представляющего собой светонепроницаемую камеру, снабженную источником ультрафиолето­вого света. Исследуемый образец помещают внутрь камеры и через смотровое окно в корпусе камеры наблюдают свечение образца.

Характерные показатели люминесценции вещества — цвет и интен­сивность (яркость) свечения его. Цвет люминесценции нефти зависит от состава и, следовательно, от плотности ее. Легкие нефти с относи­тельно повышенным содержанием масел люминесцируют голубоватым цветом, тяжелые нефти с повышенным содержанием смол и асфальтенов — желто-бурым и коричневым.

Яркость свечения определяется содержанием нефти в исследуемом образце. При малом ее содержании (менее 1 %) яркость свечения возрастает пропорционально содержанию нефти. Сопоставляя цвет и интенсивность люминесценции изучаемых образцов с цветом и интен­сивностью люминесценции эталонов, содержащих известные количества нефти данного типа, можно судить о примерном количественном содержа­нии и качественном составе нефти в образцах.

Для более точного определения содержания нефти в пласте прово­дят экстрагирование образцов породы (шлама, грунтов) хлороформом и петролейным эфиром и измеряют оптическую плотность экстрактов на электрофотоколориметре.

Хлороформом экстрагируются все компоненты нефти (битума из битуминозных пород) — масла, смолы, асфальтены, тогда как петро­лейным эфиром — только масла и смолы, являющиеся более подвижными компонентами. Высокое содержание асфальтенов характерно для окис­ленных (остаточных) нефтей и битумов.

Геохимические исследования — важная составная часть геолого-технологического контроля за процессом бурения, при котором с по­мощью автоматизированной системы сбора и оперативной обработки технологической и геолого-геофизической информации в процессе бурения скважин решают следующие задачи: выбор оптимального режима отработки долот в заданном интервале и контроль за состоянием долота и забойного двигателя; выбор оптимального режима промывки скважины; предупреждение осложнений в бурении; выделение коллек­торов; оценка характера насыщения, емкостных и фильтрационных свойств коллекторов; литологическое расчленение разреза скважины, прогнозирование зон аномально высоких пластовых давлений.

 

Изучение технического состояния скважин

 

Техническое состояние скважин определяется фактическим диаметром ствола скважины на отдельных участках, каче­ством цементирования обсадной колонны, возможными нару­шениями колонны.

 

Инклинометрия скважин – ИС (определение искривления ствола скважи­ны) проводится для контроля за пространственным положе­нием ствола скважины и получения данных, необходимых при геологических построениях.

На любой глубине положение оси скважины в пространстве можно определить углом  отклонения оси от вертикали и магнитным ази­мутом, отсчитанным по ходу часовой стрелки углом между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией элемента оси скважины, взятого в сторону увеличения глубины. Таким образом, определение искривления сводится к измерению углов по стволу скважины, для чего применяют специальные приборы, называемые инклинометрами.

Из большого числа существующих типов инклинометров для измерения искривления нефтяных и газовых скважин наиболее широко применяются такие, в которых азимут скважин определяют по земному магнитному полю с помощью магнитной стрелки. Очевидно, эти приборы применимы для определения азимута только в необсаженных скважинах, в разрезе которых отсутствуют магнитные породы.

Точность измерений инклинометром угла 6 составляет ±0,5°, азимута ±4°.

Искривление скважины замеряют в точках через одинаковые интер­валы, равные 10 м в наклонно направленных скважинах и 25 м в обыч­ных (искривление до 10 °С). Результаты измерений представляют в виде таблицы значений углов.

Создана конструкция инклинометра, предназначенного для непре­рывного автоматического измерения магнитного азимута и зенитного угла в функции глубины скважины с регистрацией результатов в циф­ровом виде. Точность измерений угла ±24', азимута ±2°.

По результатам замеров строится инклинограмма — проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость, обычно в масштабе 1:200. На­чальную и конечную точки инклинограммы соединяют. Эта прямая показывает общее смещение забоя скважины от верти­кали. Результаты инклинометрии используют для введения поправок на удлинение при расчете отметок кровли выделя­емых пластов.

Рис. 4.5.14. Горизонтальная проекция ствола скважины. Забой скважины 1160 м; смещение забоя 33,9 м; ази­мут смещения 173°; удлинение сква­жины 1,7 м

 

Измерение диаметра скважины - ДС (КВ) (кавернометрия) проводят для оценки состояния ствола скважины и выбора интервалов установки испытателя пластов. Практика бурения нефтяных и газовых скважин показывает, что фак­тический диаметр скважины часто отличается от номинального (диа­метра долота, которым скважина бурилась). При этом наблюдается как уменьшение, так и увеличение фактического диаметра по сравнению с номинальным.

Для решения различных задач, связанных с техническим состоянием скважин, а также для интерпретации материалов геофизических исследований необходимо знать фактический диаметр скважины. По данным кавернометрии определяют количество цемента, необходимое для цементи­рования обсадной колонны. Данные о фактическом диаметре скважин необходимы при обработке диаграмм большинства геофизических методов. Диаметр скважины измеряют при помощи каверномеров. На рис. 4.5.15 приведена схема конструкции наиболее широко применяемого каверно­мера типа СКС.

 

Рис. 4.5.15. Схема конструкции (а) и измерительная схема (б) каверномера:

1— измерительный рычаг; 2 — короткое плечо с фигурным кулачком; 3 — шток; 4 — пружина; 5 — реостат; 6 — ползунок; Л, М, N — точки подключения к измери­тельной схеме каверномера токовой (Л) и измерительных (М, И) жил кабеля; В — заземление токовой цепи на поверх­ности

 

Каверномер имеет четыре измерительных рычага, расположенных попарно в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Каждый из рычагов имеет два плеча — короткое и длинное. Коротким плечом является кулачок, в который упирается шток, связанный с ползунком общего для всех рычагов реостата. Под действием пружины шток давит на кулачок и поворачивает рычаг до тех пор, пока конец длин­ного плеча не прижмется к стенке скважины. Форма кулачков выбра­на такой, что перемещение штоков и соответствующее им изменение вводимого в измерительную цепь сопротивления на реостате пропор­циональны изменению диаметра скважины.

Каверномер спускают в скважину со сложенными рычагами. Это достигается обычно тем, что на длинные концы рычагов надевают насадку в виде кольца. При подъеме прибора с забоя вследствие трения о стенки скважины насадка соскальзывает с рычагов, осво­бождая их.

Диаметр скважины измеряется при подъеме каверномера. Измерение сводится к регистрации при постоянной силе тока питания изменения по стволу скважины разности потенциалов, снимаемой с датчика кавер­номера (см. рис. 4.5.15).

Применяют также модификацию описанного каверномера — скважинный каверномер — профилемер (СКП). С помощью СКП регистри­руют одновременно две кривые изменения диаметра скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях в функции глубины скважины. По участкам расхождения кривых выявляют интервалы ствола сква­жины овального сечения (интервалы желобообразования).

По результатам измерений составляют кавернограмму. Кавернограммы используют для различных целей. По ним опреде­ляют количество цемента, необходимое для цементирования обсадной колонны, оценивают состояние ствола скважины и выбирают наиболее благоприятные интервалы для установки испытателя пластов и башмака колонны. Данные о фактическом диаметре скважины, получаемые из кавернограмм, необходимы при обработке диаграмм большинства гео­физических методов.

Кавернограммы широко используют также для уточнения геологи­ческого разреза скважин. По характеру изменения диаметра скважины горные породы разделяются на три группы. К первой относятся плотные породы (плотные песчаники, известняки, доломиты), в которых фактический диаметр близок к номинальному. Вторую группу составляют породы, в которых наблюдается увеличение фактического диаметра по сравнению с номинальным: глины, размываемые промывочной жидкостью и обрушивающиеся вследствие набухания глинистых частиц; растворяющиеся в промывочной жидкости каменная и калийная соли; кавернозные известняки и доломиты. К третьей группе относятся проницаемые песчаники, известняки, доломиты, против которых диаметр скважины уменьшается в результате образования на стенке скважины глинистой корки.

По характеру изменения диаметра скважины горные породы разделяют на три группы. Первую составляют плотные породы (известняки, доломиты, плотные песчаники), в которых фактический диаметр близок к номинальному. Во вторую группу входят породы, в которых фактический диа­метр больше номинального (глины, соли). К третьей группе относят проницаемые породы (известняки, песчаники и др.), против которых в результате образования глинистой корки фактический диаметр меньше номинального.

 

Контроль цементирования и технического состояния обсадных колонн

После окончания строительства скважины в ней проводятся геофизи­ческие исследования для контроля цементирования и технического состояния обсадной колонны и получения базовых исходных показаний, используемых при изучении динамики технического состояния скважины в процессе ее эксплуатации. С этой целью применяют аппаратуру акустического контроля и гамма-гамма-контроля цементирования скважин и скважинный толщиномер для выявления дефектов в обсадной колонне.

При рассмотрении методов контроля цементирования необходимо учитывать следующее.

1. Дефекты цементного камня за колонной можно разделить на объемные (каверны, каналы) и щелевые. Аппаратура гамма-гамма-контроля позволяет установить интервалы распространения только объемных дефектов, тогда как аппаратура акустического контроля — интервалы объемных и щелевых дефектов, не различая их между собой. Комплексное использование обоих видов контроля позволяет однозначно классифицировать дефекты цементирования.

2. Дефекты, выявляемые по данным акустического и гамма-гамма-контроля цементирования, характеризуют лишь возможность воз­никновения затрубных циркуляций при определенных градиентах давления между соседними пластами. Наличие затрубной циркуляции должно быть подтверждено данными других геофизических методов, служащих для выявления заколонных перетоков.

Контроль обсадных колонн. Гамма-гамма-толщиномер (ГГТ) пред­ставляет собой зонд ГТК, состоящий из коллимированных источника и детектора гамма-излучения на расстоянии от источника, меньшем 10 см. Благодаря малой длине зонда и коллимации его элементов среда за колонной не влияет на показания метода.

Диаграммы ГГТ используют при интерпретации цементограмм; для паспортизации обсадных колонн в скважинах; определения место­положения муфт, центрирующих фонарей и участков с механическим и коррозионным разрушением труб.

Гамма-гамма-контроль цементирования. При гамма-гамма-контроле цементирования (ГГЦ) регистрируют вдоль ствола скважины интенсив­ность рассеянного гамма-излучения по периметру колонны зондом, состоящим из источника гамма-излучения и трех детекторов, расположенных на оди­наковом расстоянии от источника, в плоско­сти, перпендикулярной к продольной оси прибора. Каждый из детекторов коллимирован так, что отмечает рассеянное гамма-излучение, поступающее в основном только из сектора колонны с радиальным углом 45-60°, находящегося против детектора. С помощью схемы коммутации детекторы поочередно в круговой последовательности включаются в измерительную цепь. Прибор снабжен фонарями, центрирующими его в колонне.

 

 

Рис. 4.5.16. Схематические диаграммы ГГЦ:

1 — обсадная колонна на стенке скважины, за колонной вода; 2—обсадная колонна центрирована, за колонной вода; 3 — обсадная колонна на стенке скважины, за колонной цемент; 4 — обсадная колон­на центрирована, за колонной цемент; 5 — показания кривой ГГЦ против большой каверны, заполненной цементом; 6 — линия цемента, проведенная по мак­симальным показаниям кривой. ГГЦ в большой каверне, заполненной цементом

 

Так как плотность цементного камня (1,8-1,9 г/см³) меньше плотности горных пород (2,3-2,9 г/см³), то в зацементиро­ванной части колонны наибольшими показаниями будут отмечаться каверны. Следовательно, кривая ГГЦ в этом интервале всегда распола­гается левее линии, проходящей через наибольшие показания в каверне с цементом (линия цемента на рис. 4.5.16). Исключение составляют случаи наличия в цементном камне объемных дефектов (каверны, каналы, заполненные жидкостью), против которых кривая выйдет вправо за линию цемента, так как плотность жидкости 1,2 г/см. Максимальные показания, превышающие показания в каверне с цементом, и наибольшие амплитуды кривой при эксцентричном положении колонны в скважине соответствуют интервалам, где затрубное пространство заполнено водой или промывоч­ной жидкостью.

Таким образом, измерения аппаратурой ГГЦ позволяют определить высоту подъема цемента за обсадной колонной, выявить участки с односторонним заполнением затрубного пространства и оценить степень центрирования колонны в скважине.

Измерения прибором акустического контроля цементирования. Скважинный прибор акустического контроля цементирования АКЦ пред­ставляет собой двухэлементный зонд (излучатель упругих колебаний — приемник) длиной около 2,5 м. С помощью этого зонда регистрируются следующие кривые:

1) Ак— кривая амплитуд продольной волны по колонне, измеряемых во временном интервале длительностью 120 мкс, считая от момента прихода на приемник вступления продольной волны по колонне;

2) tр — кривая времени пробега от излучателя.до приемника про­дольной волны, приходящей к приемнику с заметной амплитудой, превышающей уровень дискриминации измерительного канала;

3) Ар — кривая амплитуд продольной волны, приходящей к приемнику от излучателя за время tр.

Все три кривые регистрируются на одном бланке, называемом диаграммой АКЦ. По диаграммам АКЦ определяют высоту подъема цемента за колонной и оценивают качество ее цементирования.

Аппаратура АКЦ чувствительна к щелевым дефектам цементного кольца. Поэтому качество цементирования, по данным АКЦ, принято выражать термином «сцепление» (хорошее, плохое, отсутствует). Этот термин, однако, следует понимать в широком смысле, т. е. не только как характеристику сцепления цементного кольца с колонной и породами, но также как наличие или отсутствие в цементном кольце объемных дефектов (каналов, пустот, повышенной проницаемости цементного камня и т. п.), от которых показания АКЦ также зависят.

Хорошее сцепление означает жесткий контакт цементного камня со всей площадью колонны и породы при отсутствии заметных объемных дефектов в цементном кольце. При этих условиях обеспечивается надежная изоляция проницаемых пластов между собой. Отсутствие сцепления означает либо наличие зазора более 0,05 мм между цемент­ным кольцом и колонной, либо отсутствие цемента в затрубном про­странстве по радиальному углу более 300°. Плохое сцепление соответ­ствует промежуточным дефектам цементирования.

Часто интервалы плохого сцепления при­урочены к кавернам.

Геофизические методы применяют также для решения других задач, связанных с контролем технического состояния скважин либо возникаю­щих в процессе бурения и эксплуатации скважин. К ним относятся: определение места поглощения промывочной жидкости; выделение интер­валов затрубного движения жидкости; контроль гидроразрыва пластов и др.

Высоту подъема цемента за колонной контролируют также с по­мощью электротермометра (ОЦК).

Дефекты в колонне после цементирования определяют ме­тодами термометрии и закачкой меченых жидкостей (в том числе включающих радиоактивные изотопы). Кроме того, геофизические методы применяют для определения мест по­глощения промывочной жидкости, выделения интервалов затрубного движения флюидов, контроля за гидроразрывом пластов и др.

 

4.5.4. Комплексы ГИРС и основные требования к ним

Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М., 1999

 

Измеряемые при проведении промыслово-геофизических исследований скважин физические свойства пород (электриче­ское сопротивление, водородосодержание, плотность, интер­вальное время и затухание продольной волны и т. д.) зави­сят от уплотнения, сцементированности, пористости, свойств минеральных компонентов пород и насыщающих флюидов и изменяются в широких пределах. Поэтому только в относи­тельно простых геологических условиях поставленные зада­чи могут решаться одним отдельно взятым методом ГИС. В большинстве случаев информация, получаемая по одному методу ГИС, недостаточна для   решения   геологических задач.

 

Рис. 4.5.17. Типичные кривые геофизических параметров для терригенных (а) и карбонатных (б) пород (В. Н. Дахнов, 1985):

1 — глины; 2 — пески; 3 — песчаники рыхлые; 4 — то же, плотные; 5, 6, 7— известняки кавернозные и закарстованные (5), трещиноватые (6), плотные (7); 8— коллекторы, выделяемые по характерным особен­ностям геофизических кривых; I  — диаграмма ρк, записанная малым потенциал-зондом; II — то же, средним градиент-зондом; III — то же, потенциал-микрозондом; IV— то же, градиент-микрозондом; V—диа­грамма ρ_э, зарегистрированная экранированным зондом; VI — то же, с фокусировкой тока; VII— диаграмма U_ПС при ρ_ф > ρ_в, VIII— то же, при ρ_ф < ρ_в; IX— диаграмма потенциалов вызванной поляризации; Х — диаграмма интенсивности естественного γ-излучения; XI — то же, ин­тенсивности рассеянного γ-излучения (пунктиром показан случай влияния увеличения диаметра скважины); XII— диаграмма интенсивности γ-излучения изотопов; ХШ-ХVII—диаграммы нейтронного и нейтрон­ного гамма-методов для зондов различных размеров; XVIII—диаграмма ядерно-магнитного метода; XIX— диаграмма ∆τ_n ультразвукового ме­тода; XX — термограмма; XXI — кавернограмма; XXII — диаграмма продолжительности бурения

 

Для однозначного и достоверного определения характе­ра и свойств пород и насыщающих их флюидов, изучения кон­структивных элементов скважин используются различные по физической природе методы ГИРС (электрические, электромаг­нитные, радиоактивные, акустические, ядерно-магнитные и другие), составляющих обязательный комплекс ГИС. Обязательный комплекс — минимальное число методов ГИС, характеризующихся максимальной эффективностью в типичных для конкретного района геолого-технологических условиях проведения измерений в скважинах и подлежащих безусловному выполнению при бурении поисковых и разве­дочных скважин.

Обязательные комплексы ГИС дифференцируются в зави­симости от назначения скважины (поисковая, разведочная, эксплуатационная), типа исследований (общие исследования по всему разрезу скважин в масштабе глубин 1:500, деталь­ные исследования в интервале залегания перспективных и продуктивных отложений в масштабе 1:200), свойств про­мывочной жидкости (пресная, соленая, непроводящая) и типа коллекторов (гранулярные, сложно построенные).

Комплекс геофизических исследований устанавливается проектом на строительство скважин. При проведении ГИС первыми регистрируются кривые стандартного каротажа (КС, ПС) и кавернометрия (или профилеметрия), на основе кото­рых определяются общие характеристики разреза скважин. Затем выполняются электрические исследования (БК, БМК, ИК, БКЗ, МК), при этом обязательно сохранение скважинных условий. Методы ГИС, отражающие литологию пород и их пористость и слабо реагирующие на свойства промывоч­ной жидкости, (АК, ГГКП, НК, ЯМК) выполняют в конце обязательных исследований. Детальные исследования завер­шают гидродинамическими исследованиями (ОПН и ГДК) и отбором образцов пород (КО). Шаг исследований ГДК в зависимости от неоднородности строения пласта изменяется от 0,2 до 2 м. Опробование проводится снизу вверх, от водонос­ной части пласта к нефте- и газонасыщенной.

Геофизические исследования в перспективных интервалах проводятся в минимальный срок (не позже чем через 5 сут.) после их вскрытия.

 

По целевому назначению различают:

• комплекс ГИРС для решения геологических задач;

• комплекс ГИРС для изучения технического состояния откры­того ствола бурящихся скважин;

• комплекс ГИС при испытаниях в открытом стволе в процессе бурения;

• комплекс ГИРС для изучения технического состояния обсад­ных колонн и качества цементирования колонн;

• комплекс ГИС при испытаниях в колонне;

Комплексы ГИРС содержат набор методов, обеспечива­ющих успешное решение поставленных задач для различных гео­лого-технологических ситуаций, освоенных в отечествен­ной практике. По мере освоения и апробации новых методов ком­плексы могут дополняться. Комплексы ГИРС ориентированы на применение циф­ровой компьютеризованной каротажной техники и комбиниро­ванных скважинных приборов (модулей).

Комплексы ГИРС для решения геологических задач вклю­чают обязательные и дополнительные исследования. Обязательные исследования состоят из постоянной части, единой для всех регионов, и изменяемой части, состав которой определяется геолого-техническими условиями для изучаемого объекта. Дополнительные исследования рекомендуются к выполнению в отдельных интервалах для изучения сложно построенных кол­лекторов.

 

Комплексы ГИРС в опорных и параметрических скважинах

 

Комплекс ГИРС для решения геологических задач оди­наков (по составу методов) для опорных и параметрических скважин. Постоянную часть, обязательных исследований составля­ют (таблица I):

• общие исследования по всему стволу скважины;

• детальные исследования в неизученной части разреза и в ин­тервалах предполагаемой продуктивности.

Изменяемая часть обязательных исследований определя­ется конкретной геолого-технологической ситуацией.

Таблица 4.5.1

Обязательный комплекс исследований для решения геологических задач в опорных и параметрических скважинах

Структура комплекса		Методы ГИРС
Постоянная часть обязательных исследований	Общие исследования (по всему разрезу скважин)	ГТИ, ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, замер естественной температуры пород, ВСП
	Детальные исследования (в неизученной ранее части разреза и в интервалах предполагаемой продуктив­ности)	ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, ИНК, АК, ГГК-П, ГГК-Л, гравитацион­ный каротаж (до доступных глубин), наклонометрия, ЯМК, КМВ
Изменяемая часть обязательных детальных исследований	При наличии в перспективных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных)	ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электричес­кое (акустическое) сканирование
	Для определения положения межфлюидных контактов и изучения пластовых давлений в перспективных интервалах	ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК
	При низком выносе керна	Отбор керна из стенок скважины приборами на кабеле (КО)
	При неоднозначной геологи­ческой интерпретации материалов ГИС в перспек­тивных интервалах разреза	ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследова­ния в необходимых интерва­лах по специальным техноло­гиям со сменой технических условий в скважине

 

Дополнительные исследования для решения геологичес­ких задач планируют и выполняют по индивидуальным програм­мам и по специальным технологиям для выделения и изучения сложно построенных коллекторов в отдельных наиболее перспек­тивных интервалах. Эти исследования включают применение ис­кусственных короткоживущих изотопов (радионуклидов) и часть обязательных исследований при смене скважинных условий (на двух промывочных жидкостях - ПЖ, повторные измерения во времени по мере формирования или расформирования зоны про­никновения и др.).

При изучении опорным и параметрическим бурением сложных типов разрезов с прямыми признаками нефтегазоносности в составе дополнительных исследований проводятся по­вторные измерения методом ИК - при бурении на пресных ПЖ, методом БК — при бурении на минерализованных ПЖ. При вскры­тии газоносного разреза проводится повторный НК в течение нескольких месяцев по мере испытания объектов в колонне.

Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин включает инклинометрию, профилеметрию, резистивиметрию и термометрию (по всему стволу скважины).

Обязательный комплекс ГИС в интервалах, намечаемых для испытания в открытом стволе в процессе бурения скважины, включает: ПС (при электрическом сопротивлении ПЖ выше 0,2 Ом • м), БК (или ИК), ГК, НК, профилеметрию, проводи­мые непосредственно перед испытанием. Если в районе работ доказана эффективность ГИС, выполняемых по методике "ка­ротаж-испытание-каротаж", то после проведения испытаний повторно регистрируют БК, ГК, НК.

 

Таблица 4.5.2

Обязательный комплекс ГИС при испытаниях в колонне

Задачи контроля за испытаниями	Условия проведения исследований	Методы
Уточнение выбора объекта и привязка к разрезу	Крепленная скважина без НКТ, пласт неперфорирован­ный и перфорированный до вызова притока	ЛМ, ГК, НК (ИНК), Т
Контроль процесса притока и мероприятий по его интенсификации	НКТ перекрывают интервал перфорации	ЛМ, Т, НК (ИНК), БМ, ГК
	НКТ не перекрывают интервал перфорации	БМ, Т, ЛМ, ГК, НК (ИНК), расходометрия (термоане­мометрия), влагометрия, резистивиметрия

 

Обязательный комплекс ГИС при испытаниях объектов в колонне приведен в таблице 4.5.2. При выполнении кислотных обработок и мероприятий по интенсификации притоков комплекс ГИС выполняется до и после воздействия на пласт.

При решении других задач, связанных с испытаниями скважины (контроль за гидроразрывом пласта, обработкой призабойной зоны метанолом, ПАВами и др.; установление места прихвата НКТ, положения пакеров и т.д.), исследования вы­полняются по специальным программам, согласованным с за­казчиком.

 

Комплексы ГИРС в структурных, поисковых, оценочных, разведочных скважинах для реше­ния геологических и технических задач

 

Для структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважин предусмотрен единый обязательный комплекс ГИРС (табл.4.5.3) и единый комплекс ГТИ (табл.4.5.4).

На основе обязательного и дополнительного комплексов для каждого конкретного района, площади, месторождения или конкретной скважины или группы скважин, проектируемых в данном районе или на данной площади (данном месторождении), в соответствии с проектными условиями бурения и про­гнозируемым геологическим разрезом, в составе геолого-техни­ческого проекта поисково-оценочных, разведочных работ и экс­плуатационного бурения составляется проектный комплекс, под­лежащий безусловному выполнению.

Проектный комплекс должен обеспечивать решение задач и конкретизи­ровать состав методов ГИРС изменяемой части обязательных ис­следований и дополнительных исследований, их объем и охват скважин на площади.

Если одна из оценочных скважин при изучении новых и сложных типов продуктивных разрезов проектируется как базо­вая, то в ней в интервале продуктивных пластов проводится наиболее полный отбор керна и выполняются геофизические исследования по специальным технологиям, включающие ме­тоды ГИС, обеспечивающие детальную привязку керна по глу­бине к данным каротажа. Рекомендуется вскрытие продуктив­ного разреза в базовой скважине проводить на промывочной жидкости с углеводородной основой. В базовых скважинах, бу­рящихся на непроводящей промывочной жидкости, вместо элек­трических каротажей (ПС, БКЗ, БК, БМК, МК) при общих и детальных исследованиях выполняют электромагнитные (ИК, ВИКИЗ, ДК), а в разрезах с высокой минерализацией пласто­вых вод (свыше 50 г/л) при детальных исследованиях выполня­ют также ИНК.

Таблица 4.5.3

Обязательный комплекс исследований в открытом стволе

для решения геологических и технических задач

в структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважинах

 

Структура комплекса		Методы ГИРС
Постоянная часть обязательных исследований	Общие исследования (по всему разрезу скважин)	ГТИ, ПС, КС (1-2 зонда из со­става БКЗ), БК, ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрия, инклинометрия, резистивиметрия, термометрия, замер есте­ственной температуры по­род1, ВСП2
	Детальные исследования (в перспективных интерва­лах)	ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, профилеметрия, ГК-С, НК, АК, ГГК-П, ГГК-Л3, наклонометрия4
Изменяемая часть обязатель­ных исследова­ний	При наличии в перспектив­ных интервалах разреза сложных коллекторов (трещинных, глинистых, битуминозных)	ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, электричес­кий сканер, ЯМК
	Для определения положения межфлюидных контактов и пластовых давлений в перспективных интервалах	ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК; ЯМК
	При низком выносе керна	Отбор керна из стенок сква­жины приборами на кабеле (КО)
	При неоднозначной геологи­ческой интерпретации материалов ГИС в перспек­тивных интервалах разреза	ГДК, ОПК, ИПТ, КО, исследова­ния в необходимых интерва­лах по специальным техноло­гиям со сменой технических условий в скважине

Примечания

¹ в нескольких скважинах на площади;

² во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах - при близости сейсмопрофилей;

³ в разрезах с карбонатными коллекторами;

⁴ во всех поисковых и оценочных скважинах, в разведочных скважинах при наклоне пластов более 5° к оси скважины.

 

Состав комплекса ГТИ при бурении опорных и парамет­рических скважин приведён в таблице 4.5.4.

В оценочных или разведочных скважинах, запущенных в пробную эксплуатацию, должны выполняться исследования ме­тодами расходометрии, термометрии, влагометрии, резистивиметрии, барометрии, ГК, ЛМ, дополнительно - шумометрии для определения профиля притока и контроля интенсификации притока. Эти исследования выполняют по специальным програм­мам, согласованным с заказчиком.

Проектные комплексы утверждаются руководителем организации-недропользователя (заказчика ГИРС) после согласова­ния с организацией-исполнителем ГИРС, органом, выдавшим недропользователю лицензию, и органом горного надзора.

 

Таблица 4.5.4

Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважин

Решаемые задачи	Обязательные исследования и измерения	Дополнительные исследования и измерения
Геологические задачи • Оптимизация получения геолого-геофизической информации. • Литолого-стратиграфическое расчленение разреза. • Выделение пластов-коллекторов. • Определение характера насыщенности пластов-коллекторов. • Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов. • Контроль процесса испытания и опробования объектов. • Выявление реперных горизонтов.	Исследование шлама, керна, бурового раствора: • макро- и микроскопия шлама; • фракционный анализ шлама; • определение карбонатности пород; • люминесцентный анализ шлама и бурового раствора; • оценка плотности и пористости шлама; • определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора; • непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа, извлеченного из бурового раствора; • периодическая термовакуумная дегазация проб раствора и шлама.	• Измерение окислительно-восстановительного потенциала. • Пиролиз горных пород. • Фотоколориметрия. • Определение вязкости и водоотдачи бурового раствора.
Технологические задачи • Раннее обнаружение газо- нефтеводопроявлений и поглощений при бурении и спуско-подъемных операциях. • Оптимизация процесса углубления скважины. • Распознавание и определение продолжительности технологических операций. • Выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот. • Оптимизация спуско-подъемных операций. • Контроль гидродинамических давлений в скважине. • Определение и прогноз пластового и порового давлений. • Контроль спуска и цементирования обсадной колонны. • Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени.	Измерение и определение технологических параметров: • глубина скважины и механическая скорость проходки; • вес на крюке и нагрузка на долото; • давление бурового раствора на стояке манифольда и в затрубье; • число ходов насоса; • расход или поток бурового раствора на выходе из скважины; • уровень и объем бурового раствора в емкостях; • скорость спуска и подъема бурильного инструмента; • плотность бурового раствора на входе и на выходе из скважины; • скорость вращения ротора; • крутящий момент на роторе; • температура раствора на входе и на выходе из скважины.	• Удельное электрическое сопротивление раствора на входе и выходе. • Виброакустиче-ские характеристики, получаемые в процессе бурения.

 

 

Состав дополнительных исследований, комплексов ГИРС при испытаниях в открытом стволе и в колонне, а также для изучения технического состояния открытого ствола для поиско­вых, оценочных, разведочных скважин ана­логичен изложенным выше.

Исследования в скважинах с углом наклона более 45° и скважинах с горизонтальным окончанием ствола планируют и выполняют с применением специальных технологий.

 

Основные требования к технологии выполнения комплексов ГИРС

 

Основные требования к технологии выполнения обяза­тельных и дополнительных комплексов ГИРС для реше­ния геологических задач.

Технология выполнения ГИРС определяется сложностью строения месторождения и технологией бурения.

В однопластовых залежах решение геологических задач обес­печивается выполнением обязательных исследований и, при не­обходимости (например, выделении низкопоровых трещинных коллекторов, расположенных рядом с поровыми), проведением дополнительных исследований.

В многопластовых и массивных залежах ведущее значение мо­гут приобретать дополнительные исследования, основанные на повторных измерениях теми же видами ГИС во времени без из­менения свойств промывочной жидкости, когда при изучении призабойных интервалов исследования перекрывают вышезале­гающие продуктивные интервалы.

Этапность, интервальность и очередность проведения ГИРС должны быть определены в проектах на строительство скважин.

Общие исследования выполняют по завершению буре­ния интервалов, намеченных для перекрытия кондуктором, технической и эксплуатационной колоннами. В глубоких скважинах исследования выполняют в интервалах, не превышающих 1000 м.

Детальные исследования выполняют по завершению бу­рения перспективного или продуктивного интервала. При боль­шой толщине продуктивных (перспективных) пород интервал исследований не должен превышать 400 м.

Очередность проведения отдельных видов ГИРС опреде­ляется требованиями количественной интерпретации их данных и условиями в скважине. Прежде всего выполняют электричес­кие виды исследований, затем проводят АК, ГК, НК, ГГК, профилеметрию, инклинометрию, и завершают ГИРС опробовани­ем, гидродинамическими исследованиями (ГДК, ИПТ, ОПК) и отбором образцов пород керноотборником на кабеле.

ГИРС в открытом стволе выполняют при заполнении его той жидкостью, на которой проводилось бурение. При измене­нии свойств ПЖ (особенно минерализации) по технологичес­ким причинам отдельные виды электрического каротажа (БМК, БК, ПС) выполняют до и после изменения свойств ПЖ.

В скважинах, бурящихся на известково-битумной промы­вочной жидкости (ИБР), исследования выполняют дважды — при заполнении ИБР и после замены ИБР (с расширкой ствола) на жидкость с водной основой.

Исследования по контролю интервалов перфорации про­водятся непосредственно после ее завершения.

 

Комплексы ГИРС для изучения технического состояния обсаженных скважин.

Для изучения состояния обсадных колонн применяются акустическая цементометрия и дефектометрия, термометрия, гамма-дефектометрия-толщинометрия, электромагнитная лока­ция муфт, электромагнитная дефектоскопия, акустический ви­деокаротаж, механическая трубная профилеметрия.

Для изучения состояния цементного кольца за колонной используются гамма-гамма-дефектометрия, акустическая цемен­тометрия, термометрия, НК.

Для выявления затрубного движения жидкости и газа используются НК, высокочувствительная термометрия, акустическая шумометрия, технологии закачки жидкости с добавкой веществ-индикаторов, короткоживущих радионуклидов.

Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплу­атационной колонн) и качества цементирования колонн вклю­чает: ГК, АКЦ, ГГК-Ц, термометрию, ЛМ. Дополнительный ком­плекс включает АКЦ-сканирование, электромагнитную (магнитоимпульсную) дефектоскопию, механическую трубную профилеметрию.

Исследования в дефектных колоннах выполняются по индивидуальным программам.

 

Требования к объемам и качеству ГИРС нефтяных и газо­вых скважин.

Объемы и качество ГИРС должны максимально гарантировать получение информации, обеспечивающей полноту геологического изучения, достоверную оценку и учет запасов нефти и газа в соответствии с требованиями государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.

Отдельные виды исследований, которые по согласован­ному решению организации-владельца разрешения или лицен­зии, исполнителя ГИРС и контролирующей организации невоз­можно выполнить вследствие неудовлетворительного состояния открытого ствола скважины, выполняют в обсаженной скважи­не. При технической невозможности таких исследований в обса­женной скважине выполняют исследования, предоставляющие аналогичную информацию.

Регистрация данных ГИС и ГТИ осуществляется в циф­ровом виде, под компьютерным управлением и контролем, в форматах и стандартах регистрации, принятых соответствующи­ми "Техническими инструкциями", обеспечивающих возможность передачи первичной информации по каналам связи и ее архива­ции в электронных базах и банках данных. Компьютерные про­граммы регистрации должны обеспечивать метрологический кон­троль и контроль качества в ходе регистрации. Аналоговая регис­трация первичных данных не допускается.

Конечные результаты ГИРС должны включать:

. • данные различных видов исследований, зарегистрированные в цифровом виде в установленных "Технической инструкцией" форматах на магнитных носителях (или иных долговре­менных носителях) и их визуализированные твердые копии;

• материальные носители информации (пробы жидкостей, га­зов, пород, отобранные приборами на кабеле);

• заключения по итогам выполненного комплекса исследова­ний в скважине;

• отчеты о результатах сводной интерпретации полного комп­лекса исследований в скважинах.

Данные ГТИ должны содержать:

• результаты экспресс-анализов, проводимых непосредственно на скважинах по пробам шлама, керна, промывочной жидко­сти, пластового флюида (в случае их отбора опробователями на кабеле или испытателями на трубах);

• сведения о литологическом составе и коллекторских свойствах пород;

• сведения о прогнозируемом пластовом (поровом) давлении;

• сведения об интервалах с люминисценцией и повышенными газопоказаниями, с указанием процентного содержания и компонентного состава углеводородов;

• рекомендации оператора с отметкой об их выполнении.

Заключения по результатам исследований отдельных ин­тервалов бурящихся скважин должны включать рекомендации на проведение последующих технологических операций (продолже­ние бурения, испытание в открытом стволе, отбор грунтов и проб пластовых флюидов, спуск обсадной колонны и т.д.).

Окончательное заключение должно содержать информацию о задачах исследований, объеме выполненных исследований, ме­тодиках исследований и обработки данных ГИРС, результатах гео­логической интерпретации данных ГИРС, включая сведения о:

• литологическом расчленении разреза или отдельных его ин­тервалов;

выделении в разрезе реперов;

выделении в разрезе пластов-коллекторов;

характере насыщенности пластов-коллекторов;

промышленной оценке пластов-коллекторов;

величине пластовых давлений;

положении межфлюидных контактов;

характере и свойствах флюида в стволе скважины;

• техническом состоянии скважины и проведении в ней техно­логических операций.

Рекомендации окончательного заключения должны со­держать обоснование программы испытаний в открытом стволе, целесообразность крепления скважины, обоснование програм­мы испытаний в обсаженной скважине, программы ГИРС при последующих технологических операциях в скважине.

 

Задачи геологической службы при подготовке скважины к проведению геофизических исследований:

проработать ствол скважины долотом номинального диа­метра, с целью ликвидации уступов, резких переходов от од­ного диаметра к другому, мест сужения и пробок;

привести в соответствие с требованиями геолого-техниче­ского наряда параметры бурового раствора (включая и удель­ное сопротивление); обеспечить однородность раствора по всему стволу сква­жины, для чего необходимо провести не менее двух циклов циркуляции.

Не допускается проведение геофизических исследований в скважинах, заполненных буровым раствором с вязкостью бо­лее 90 с и содержащим более 5 % песка или обломков твердых пород, или в скважинах поглощающих (с понижением уровня более 15 м/ч), переливающих или газирующих.

Объемы ГИС необходимо увеличивать с целью расшире­ния круга решаемых задач, повышения качества и досто­верности получаемых результатов. В максимальном объеме геофизические исследования должны проводиться в первых разведочных скважинах. Большое значение, начиная с пер­вых этапов разведки, имеет оперативность обработки геофи­зической информации, которая должна давать возможность в действительности управлять разведочным процессом.

В связи с ростом значимости ГИС в разведке залежей нефти и газа требуется изменение стратегии разведки. При положительном завершении поискового этапа рекомендуется бурение базовых скважин со сплошным отбором керна в про­дуктивной части, с поинтервальными испытаниями и специ­альными ГИС, включающими исследования по специальным методикам (например, каротаж — испытание — каротаж с принудительной закачкой в пласты флюидов с заданными свойствами). Проведенные исследования послужат основой для выведения необходимых петрофизических зависимостей и разработки алгоритмов интерпретации данных ГИС.

Для контроля качества геофизических измерений в интер­валах не менее 50 м, характеризующихся максимальной диф­ференциацией измеряемых параметров, проводят повторные (контрольные) замеры.

 

Таблица 4.5.5

Обязательный комплекс ГИС в скважинах, бурящихся на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции.

Утвержден 7.12.1993 г. МПР Республики Коми

 

Условия измерения	Решаемые задачи	Поисковые скважины		Разведочные скважины
		Масштаб 1:500	Масштаб 1:200	Масштаб 1:500	Масштаб 1:200
В кондукторе	Изучение технического состояния	АКЦ, ГГЦ*		АКЦ, ГГЦ*
В открытом стволе	Для изучения геологической характеристики разреза	ГТИ, КС, ПС, ДС, АК, ГК, НГК, ГГК-П, Терм		ГТИ, КС, ПС, ДС, АК, ГК, НГК, БК
	Для изучения геологической характеристики продуктивных и нефте-газоперспективных отложений		КС, ПС, ДС , АК, ГК, НГК, ГГК-П, БКЗ, БК, МБК, МЗ, ИК, Рез., ОПК, ИПТ, ОГ		КС, ПС, ДС, АК, ГК, НГК, ГГК-П, БКЗ, БК, МБК, МЗ, ИК, Рез., ОПК, ИПТ, ОГ
	Изучение технического состояния скважины	ИС		ИС
	Дополнительные исследования	ПСспз, Наклон.	ПСспз, ЯМК, АКШ	ПСспз, Терм., Наклон.	ПСспз, ЯМК, АКШ, САТ
В обсаженной скважине	Изучение технического состояния колонны	АКЦ, ГГЦ, ЛМ		АКЦ, ГГЦ, ЛМ

 

 

4.6. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для опреде­ления и обоснования подсчетных пара­метров залежей нефти и газа.-М.:ВНИГНИ 1987. -20 с.

 

В зависимости от решаемой задачи и объема исходной гео­лого-геофизической информации различают оперативную и сводную интерпретацию промыслово-геофизических исследо­ваний. При оперативной интерпретации на основании данных по исследуемой скважине, сразу после выполнения в ней ком­плекса ГИС, даются заключение о наличии в разрезе нефтегазоносных пластов и рекомендации по их опробованию.

Сводная интерпретация проводится для продуктивного горизонта в целом по месторождению. Для интерпретации используют все геолого-геофизические данные о пласте по всем скважинам (результаты исследования керна, результа­ты опробования и исследования скважин). По результатам сводной интерпретации определяют геологическое строение продуктивного горизонта, строение залежи, подсчетные па­раметры и проводят подсчет запасов нефти и газа.

Литологическое расчленение разреза скважин осу­ществляется по комплексу геофизических исследований с при­влечением данных изучения керна и шлама. Расчленение раз­реза скважин основано на различии физических свойств гор­ных пород, которые изменяются у каждой литологической разновидности в определенном диапазоне значений. Наличие перекрытия диапазонов указывает на то, что ни одна из пород не может быть опознана по одному какому-то геофизическо­му параметру, для ее определения нужна комплексная гео­физическая характеристика. Геофизические характеристики наиболее типичных литологических разностей приведены на рис. 4.8.17.

Определение подсчетных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов - эффективных толщин (hэф) нефте-(hэф.н) и газонасыщенных (hэф.г) интервалов, коэффициен­тов их пористости (Кп), проницаемости (Кпр), нефте- (Кн) и газонасыщенности (Кг) - производится по материалам гео­физических исследований скважин (ГИС) с использованием результатов изучения образцов керна и испытаний пластов в открытом стволе или в обсаженной скважине.

Материалы ГИС служат основным источником инфор­мации для определения объемным методом запасов нефти и га­за категорий А, В, С₁ и С₂ по результатам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Эти материалы используются для литологического и стратиграфического рас­членения и корреляции разрезов пробуренных скважин, выде­ления в разрезе каждой скважины коллекторов, определения положений газонефтяного (ГНК), водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контактов между пластовыми флюидами и определения подсчетных параметров продуктивных коллек­торов: hэф, hэф.н, hэф.г, Кп, Кн, Кг.

 

Выделение коллекторов,

определение эффективных нефте- и газонасыщенных толщин

 

Коллекторы условно разделяются на простые и сложные.

Простыми считаются коллекторы с межзерновым типом пор, сложенные преимущественно одним породообразу­ющим минералом и содержащие один тип подвижного флюида (нефть, газ или воду).

К сложным относятся коллекторы, обладающие сложным минералогическим составом породообразующих веществ, сложной структурой порового пространства (трещинные, каверновые и смешанные порово-трещинные, порово-каверновые и порово-трещинно-каверновые), многофазной насыщенностью в пределах одного пласта.

Эф­фективные толщины, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности определяются по геофизическим материалам с учетом разрешающей способности отдельных методов ГИС,

Результаты ГИС — основной метод выделения коллекторов в разрезе. К коллекторам относят пласты, для которых по данным ГИС значения пористости и проницаемости выше гранич­ных, установленных для коллекторов этого типа раздельно для нефте-,  газо- и водонасыщенных.

Граничные значения количественных критериев должны быть подтверждены результатами опробовании и испытаний пластов.

Определение эффективных толщин нефте- (hэф.н) и газонасыщенных (hэф.г) пластов включает выделение кол­лекторов, оценку характера их насыщенности и положений контактов между пластовыми флюидами.

С целью выделения коллекторов для каждого объекта (залежи, месторождения) на основе анализа имеющихся материалов ГИС, результатов исследований керна, опробова­нии и испытаний пластов устанавливается комплекс прямых и косвенных признаков или количественных критериев выде­ления проницаемых интервалов, проявляющихся в конкретных для этого объекта геолого-технических условиях разбуривания.

Прямым качественным признаком движения флюи­дов, устанавливаемым в процессе разведки, является проник­новение фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, регистрируемое по данным стандартных и специальных методик выполнения ГИС, а так­же по результатам специальных исследований керна.

В поровых терригенных и карбонатных коллек­торах признаками проникновения фильтрата по данным ГИС являются:

- сужение диаметра скважин, зафиксированное на кри­вой кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки;

- радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований при использовании методов микрокаротажа (МК) с условием, что сопротивления, измеренные зондами, превышают не более чем в 5 раз удель­ное сопротивление (ρс) ПЖ, бокового каротажного зондиро­вания (БКЗ), комплекса бокового (БК) и бокового микрока­ротажа (БМК);

- изменение показаний электрических (ЭК) и радиоак­тивных (РК) видов исследований, выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформиро­вание зоны проникновения.

В коллекторах со сложной структурой порового пространства прямые качественные признаки устанавливают­ся чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам. К ним относятся изменения показа­ний электрических видов каротажа, преимущественно БК и БМК, фиксирующих формирование зоны проникновения:

- при повторных измерениях во времени при сохране­нии свойств ПЖ в стволе скважины;

- при измерениях на ПЖ с различной минерализацией (методика двух ПЖ);

- при направленном воздействии на пласты путем соз­дания дополнительной репрессии (методика каротаж-репрес­сия-каротаж) или депрессии (каротаж-испытание-каротаж).

В обсаженных скважинах прямые качественные призна­ки устанавливаются при повторных измерениях стационарны­ми и импульсными видами нейтронного каротажа (НК), сви­детельствующими о расформировании во времени зоны про­никновения.

Косвенные качественные признаки коллекторов ха­рактеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:

аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательные, если удельное сопротивление ПЖ больше сопротивления пластовой воды и гидростатическое давление, превышает пластовое, и положительные при их обратном соотношении):

низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК);

показания ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), превышающие фоновые;

затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже (АК).

С использованием количественных критериев кол­лекторы в скважинах, пробуренных на ПЖ любого состава, выделяются в случае превышения значений пористости и прони­цаемости над граничными значениями Кп.гр и Кпр.гр, установ­ленными для коллекторов этого типа раздельно для нефте-, газо- и водонасышенных разностей.   Измеренные значения геофизических характеристик будут в этом случае большими (ά_пс.гр, Δt, W) или меньшими (δ, ΔIγ ) соответствующих граничных ά_пс.гр, Δt_гр, δ _гр,Wгр, ΔIγ гр.

Граничные значения фильтрационно-емкостных и (или) геофизических характеристик определяются статистически по результатам:

- петрофизических исследований образцов керна;

- опробований и испытаний, в том числе приборами на кабеле, интервалов с однозначными геофизическими характе­ристиками;

- установления проникновения фильтрата ПЖ по данным стандартных и специальных ГИС.

Граничные значения количественных критериев долж­ны быть подтверждены результатами опробований и испыта­ний пластов.

В случае получения противоречивых результатов особое внимание обращается на качество крепления скважин и со­вершенство вскрытия пласта.

Выделение коллекторов в зависимости от геолого-технических условий проведения ГИС и наличия на получен­ных материалах прямых признаков проникновения реализует­ся двумя способами.

В скважинах, проникновение ПЖ в которых устанавли­вается по материалам ГИС, выполненных по обычной техно­логии, прямые качественные признаки являются достаточны­ми для выделения коллекторов при подтверждении их данны­ми испытаний.

Если проникновение устанавливается только по матери­алам ГИС, выполненным по специальным методикам в отдель­ных скважинах, выделение коллекторов в остальных скважи­нах на месторождении производится с использованием коли­чественных критериев.

Эффективная толщина нефте- или газонасыщенного коллектора определяется как приведенная к вертикальной скважине разность между общей толщиной коллектора и сум­марной толщиной уплотненных прослоев-неколлекторов.

 

Определение коэффициента пористости

 

Методика определения коэффициента пористости (Кп) по данным ГИС выбирается в зависимости от типа коллектора и характе­ристик промывочной жидкости.

Коэффициенты пористости (Кп) коллекторов опреде­ляются по материалам ГИС и на образцах пород, отобранных из керна при бурении скважины, либо из ее стенки сверля­щим керноотборником на кабеле.

В неглинистых терригенных и карбонатных коллек­торах, разбуренных на ПЖ различного состава, Кп определя­ется отдельно по материалам АК, НК, гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГКП) или в любом сочетании перечисленных методов. В скважинах, пробуренных на водных ПЖ, ориентиро­вочные сведения о Кп получают также по материалам ЭК по удельному сопротивлению промытой зоны (ρпп) или в водонасыщенных частях пластов ниже ВНК или ГВК и за конту­ром залежи.

В глинистых терригенных и карбонатных коллек­торах, разбуренных на пресной водной ПЖ (удельное сопро­тивление ρс ПЖ превышает 0,2 омм, а отношение ρс/ρв>5),  пористость определяется по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК, ПС. Ориентировочные сведения о пористости по­род получают также по материалам ЭК. При бурении сква­жин на минерализованной (ρс <0,2 омм, ρс/ρв>5) или токонепроводящей ПЖ значения Кп определяются по комплек­су материалов АК, НК, ГГКП, ГК.

В коллекторах со сложной структурой порового пространства по материалам ГИС должны определяться об­щая пористость (Кп) и, при необходимости, пористость мат­рицы (Кп.м).

В полиминеральных порово-каверновых коллек­торах Кп и Кп.м  определяются по комплексу материалов НК, ГГКП, АК или НК, ГГКП, ЭК.

В полиминеральных порово-трещинных коллекторах по комплексу материалов АК, НК, ГГКП определяется общая пористость (Кп). Ориентировочная оценка трещинной пористости может быть выполнена по материалам ЭК, полу­ченным на двух ПЖ различной минерализации.

В скважинах, пробуренных на токонепроводящих раство­рах, коэффициент пористости определяется по материалам ИК и диэлектрического каротажа (ДК).

Петрофизическое обоснование для определения Кп должно устанавливать зависимость геофизических характерис­тик (ά_пс, Δt, δ, W, ΔIγ, ρп) от величин обшей и меж­зерновой пористостей, минерального состава скелета породы, типов и объемов цементирующих минералов и от порозаполняюших флюидов (минерализованная вода, нефть, газ). Петро­физическое обоснование включает зависимости "керн-керн" и "керн-геофизика", в том числе полученные в условиях, моде­лирующих пластовые.

Значения пористости, найденные по материалам ГИС, должны быть обоснованы результатами ее измерения на представительных образцах керна из интервалов с высо­ким (более 80%) его выносом.

В случаях, когда определение Кп не реализуется по данным ГИС, коэффициенты пористости определяются на представительных образцах керна.

 

Оценка характера насыщения

 

Определение характе­ра насыщения пород коллекторов необходимо для решения за­дачи о целесообразности спуска колонны и опробования промышленно-нефтегазоносных объектов. Достоверность опреде­ления характера насыщения существенно различна для поровых коллекторов, содержащих один тип насыщающего флюи­да (газ, нефть, воду) и для коллекторов со сложной структу­рой порового пространства, либо насыщенных двумя-тремя флюидами.

В общем случае поровые нефтегазонасыщенные коллекто­ры выявляют сопоставлением измеренных в скважине сопро­тивлений пластов (ρп) с граничным значением этих сопроти­влений (ρп гр). Пласт считается продуктивным (т. е. содержит нефть или газ), если ρп > ρп гр, при ρп ~ ρп г он водонасыщен. Дополнительными методами ГИС для определения характера насыщения являются опробование коллекторов приборами на кабеле (ГДК и ОПК) и повторные измерения стационарными (НК) и импульсными (ИННК) нейтронными методами.

 

Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности

 

Коэффициент нефтегазонасыщенности (Кн, Кг) опре­деляется по коэффициенту увеличения электрического сопро­тивления пластов Рн=1/(1-Кн)ⁿ, где ⁿ — показатель, значе­ние которого определяется смачиваемостью и глинистостью пород. Коэффициент увеличения сопротивления Рн опреде­ляется отношением удельного сопротивления продуктивного коллектора ρп к удельному сопротивлению за его контуром ρвп в скважинах, пробуренных на водной ПЖ, основной ме­тод каротажа, применяемый для оценки нефтегазонасыщен­ности коллекторов с гранулярной (межзернистой) пористо­стью, — метод сопротивлений (БКЗ, ИК, БК). Результаты интерпретации материалов ГИС оформляются в виде план­шетов.

Кн и Кг определяются по материалам ИК и диэлектрического каротажа (ДК) при заполнении скважины токонепроводящей ПЖ. В отдельных скважинах Кн и Кг находят по данным НК и ИННК.

В коллекторах со сложной структурой порового пространства коэффициенты Кн и Кг могут определяться с использованием петрофизической зависимости между коэффи­циентами насыщенности и пористости   (в случае, если по данным ГИС эти параметры не определяются).

При наличии на месторождении скважин, пробу­ренных на безводной ПЖ, устанавливается зависимость меж­ду остаточной водой по керну и геофизическими характеристи­ками, которая может быть использована для определения Кн и Кг при условии оценки потерь воды в процессе отбора и анализа керна.

Значения коэффициентов Кн и Кг, установленные по материалам ГИС, должны быть обоснованы результатами измерения Кво и Кно на образцах керна, отобранных на без­водной и водной ПЖ, и по данным капилляриметрических ис­следований. Для предельно нефтенасыщенных коллекторов Kн=l-Kво; для газонасыщенных Кг=1-Кво-Кно  или 1-Кво.

Для газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 100г/м³ при определении Кно  должна быть учтена доля конденсата, выпавшего в пустотном про­странстве при подъеме керна на дневную поверхность.

 

 

4.7. ВСКРЫТИЕ, ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ

Г.А. Габриэлянц. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 2000.

Пермяков И.Г. Хайрединов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтегазопромысловая геология и геофизика. Учебное пособие для вузов. М., Недра, 1986. 269 с.

 

Опробование и исследование скважин проводят с целью из­влечения пластовых жидкостей и газов из потенциально про­дуктивных пластов для определения характера насыщения и продуктивных свойств пласта. Различают следующие виды геолого-разведочных работ.

1. Опробование возможно продуктивного (по данным ГИС) пласта (объекта) — комплекс работ по получению качествен­ной характеристики насыщения вскрытого скважиной разре­за в процессе бурения. Для решения данной задачи использу­ют опробователи пластов на трубах и на кабеле.

2. Испытание возможно продуктивного (по данным ГИС) пласта (объекта) — комплекс работ в скважине с целью по­лучения количественных характеристик притока пластовых флюидов в скважине.

3. Интенсификация притоков углеводородов в скважи­нах — комплекс работ, направленный на получение промыш­ленных притоков или увеличение притоков нефти и газа.

Важнейшее условие получения достоверных результатов испытания и опробования — качественное вскрытие продук­тивных пластов в процессе бурения.

Общими требованиями к промывочной жидкости, исполь­зуемой при вскрытии продуктивных горизонтов, являются:

минимальная водоотдача, обеспечивающая наименьшее загрязнение коллектора фильтратом;

минимально допустимая плотность, обеспечивающая наименьшее для каждого кон­кретного случая превышение давления над пластовым;

ми­нимальное содержание твердой дисперсной фазы, в первую очередь утяжелителя, и наиболее трудно удаляемых из пла­стов компонентов глинистого раствора;

отсутствие взаимо­действия с разбуриваемыми породами.

Технология вскрытия перспективных интервалов геологи­ческого разреза на поисковом этапе работ должна быть на­правлена на обеспечение оптимальных условий проведения скважинных геофизических исследований, предусмотренных геолого-техническим нарядом, и на получение представитель­ного материала, что является необходимым условием обосно­ванного выделения потенциально продуктивных объектов, на­меченных для проведения гидродинамических исследований с помощью пластоиспытателей (ИП) и опробователей пластов на кабель-канате (ОПК) в процессе бурения.

Технология вскрытия бурением потенциально продуктив­ных интервалов геологического разреза на разведочном этапе работ должна способствовать созданию необходимых условий для получения наиболее полной и достоверной геофизической информации и одновременно с этим обеспечивать максималь­ное сохранение фильтрационных характеристик пластов в прискважинной зоне, что необходимо для успешного проведе­ния работ по испытанию скважин в открытом стволе с выпол­нением полного комплекса гидродинамических исследований выделенных объектов.

Основными показателями соответствия выбранной техно­логии вскрытия геолого-физическим свойствам пород-коллек­торов и физико-химическим особенностям насыщающих их пластовых флюидов являются отсутствие осложнений в ство­ле скважины при разбуривании соответствующих интервалов разреза и минимальная степень воздействия процессов буре­ния и сопутствующих ему вспомогательных операций на ги­дродинамические параметры и продуктивность пластов.

 

Опробование пластов в процессе бурения

 

Под опробованием пласта понимают комплекс работ, проводимых для получения притока из пласта, отбора проб пластовых флюидов, уста­новления характера насыщенности и продуктивных характеристик пласта. В этом комплексе большое значение имеют работы по опробованию, проводимые еще до спуска эксплуатационной колонны и ее цементиро­вания. На практике применяют опробователи пластов на кабеле (ОПК) и испытатели пластов на бурильных трубах (ИПТ).

 

Для оценки характера насыщения пластов и решения це­лого ряда других задач используют опробователи пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле. Измерение пластового давления при ГДК в различных пластах и про­слоях многопластового месторождения можно использовать для установления гидродинамической сообщаемости различ­ных частей залежи. Проведение последовательных замеров че­рез 0,2-0,4 м позволяет построить профиль проницаемости изучаемого разреза и установить эффективные мощности с детальностью, не достигаемой другими методами.

Основные узлы опробователя пластов на кабеле (ОПК) — резиновый башмак, прижимное устройство и баллон для пластовой жидкости. Управление работой опробователя осуществляют по кабелю, на котором его спускают в скважину. После спуска ОПК в скважину и установки в точке опробования на заданной глубине башмак с помощью прижимного устройства при­жимается к стенке скважины, изолируя ее участок от ствола скважины. Этот участок затем соединяется через канал с баллоном. Под действием перепада давления между пластовым в породе и атмосферным в бал­лоне жидкость и газ из пласта устремляются в баллон. По завершении отбора пробы баллон перекрывают, прижимное устройство освобождает башмак и прибор с пробой поднимают на поверхность.

После подъема прибора измеряют давление в баллоне, затем извлекают пробу и исследуют ее. При исследовании проб замеряют: объемы газа, нефти и воды; компонентный состав углеводородных газов; плотность, вязкость и удельное электрическое сопротивление жидкости; водоотдачу контрольной пробы промывочной жидкости, взятой в скважине на глубине точки опробования, и удельное сопротивление фильтрата; проводят также люминесцентные исследования проб жид­кости, а при необходимости химический анализ проб воды и анализ неуглеводородных газов.

ОПК обладают малой глубиной исследования, определяемой разме­рами зоны дренажа, из которой отбирается жидкость (около 40 см). Поэтому в коллекторах исследуют практически зону проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Известно, однако, что в зоне проникновения продуктивных пород содержится не менее 20-30 % от объема пустотного пространства остаточной нефти и не менее 10-20 % газа. Действие больших депрессий в зоне дренажа приводит к тому, что, во-первых, часть остаточной нефти становится подвижной, извлекается из пор и попа­дает в баллон. Во-вторых, происходит глубокая, почти полная дегазация жидкости в порах, в том числе остаточной нефти. Поэтому при опро­бовании продуктивных пластов с помощью ОПК, наряду с фильтратом, всегда отбираются газ и небольшое количество нефти.

ОПК неприменимы в рыхлых породах, разрушающихся при прило­жении депрессий, и в кавернозно-трещинных участках ствола ввиду невозможности обеспечить надежную герметизацию участка отбора. Такие объекты опробуют испытателями на трубах при установке пакера в вышележащих плотных породах.

С помощью ОПК и ГДК газо-, нефте- и водонасыщенные интервалы выделяются по количеству и составу отбираемых газов и жидкостей в пробах ОПК и по изменению профиля проницаемости по ГДК при переходе из газоносной части пла­ста в нефтеносную. Последнее объясняется тем, что при ГДК измеряют не абсолютную, а эффективную проницаемость, ко­торая при прочих равных условиях (пористости и абсолютной проницаемости) зависит от свойств флюидов, насыщающих поры. Высокая расчленяющая способность данных методов по вертикали (0,2-0,4 м) обеспечивает достаточно детальное определение положения контактов даже при малой мощности газо- и нефтенасыщенных интервалов или пластов в целом. Материалы ОПК и ГДК можно использовать для установле­ния граничных значений пористости и проницаемости.

Опробователи пластов на каротажном кабеле предназна­чены для отбора пластового флюида в основном из пластов с гранулярным типом пористости, выяснения характера, их насыщения, определения эффективных мощностей, отбивки границ ВПК, ГВК, ГНК.

 

Опробование пластов в процессе бурения трубными ис­пытателями (ИПТ) проводят для выявления нефтегазоносности пластов, отбора и исследования пластовых флюидов с установлением их физико-химических свойств, определения гидродинамических параметров объектов испытания, опреде­ления границ ВНК, ГВК, ГНК и др.

План проведения работ по опробованию скважин в про­цессе бурения с помощью ИПТ должен содержать следующие основные сведения:

необходимый и достаточный комплекс геофизических ис­следований до и после проведения работ с испытателем пла­стов;

интервал и скорости проработки ствола, скважины перед испытанием;

интервал ствола скважины, подлежащий испытанию;

тип испытательного инструмента и его компоновка;

обвязка устья при испытании;

технологические параметры проведения испытания и др.

По результатам опробования пласта составляют акт по установленной форме, отражающий результаты проведенных работ.

Испытатель пластов на трубах представляет сборку инструментов, спускаемых в скважину на бурильных трубах. Работы проводятся при участии буровой бригады. Процесс испытаний заключается в следующем. Отрезок ствола скважины против опробуемого интервала изолируется с помощью пакера от остальной части скважины. Затем подпакерное пространство скважины соединяется с полостью бурильных труб, в которой давление столба жидкости снижено по сравнению с пласто­вым. За счет перепада давления осуществляется приток жидкости из опробуемого интервала. Через заданный промежуток времени (время притока) подпакерное пространство снова изолируется от полости бу­рильных труб на время восстановления давления. После этого осво­бождают пакер и поднимают инструмент. При подъеме отбирают пробы жидкости из бурильных труб и определяют объем притока по количеству пустых и заполненных труб. Пробы в дальнейшем подвергают физико-химическому анализу. В процессе испытаний регистрируется диаграмма изменения давления в подпакерном пространстве с помощью само­пишущих манометров, установленных в испытателе.

По данным испытателей пластов получают усредненную характе­ристику насыщенности и основных гидродинамических параметров пласта: пластового давления, фактической и потенциальной (есте­ственной) продуктивности, коэффициента призабойной закупорки, отражающего фактическое состояние призабойной зоны пласта.

Испытатели пластов на бурильных трубах и опробователи на каротажном кабеле должны сочетаться в комплексе работ по испытанию скважин в процессе бурения в зависимости от конкретных геолого-технических условий и поставленных за­дач.

ОПК эффективны для детальных опробований с целью отбивки ВНК и ГНК, оценки эффективной мощности пласта и изучения относительных изменений проницаемости по мощности коллектора. Они характеризуются высокой оперативностью и экономич­ностью. Поэтому их используют для экспресс-оценки характера насы­щенности пластов: до спуска испытателя пластов на трубах для выясне­ния целесообразности применения более дорогого метода опробования; после проведения работ с испытателями на трубах — для детальных исследований испытанного интервала.

 

Испытание скважин в эксплуатационной колонне

 

Испытание скважин в эксплуатационной колонне про­водится согласно проектам на строительство скважин и пла­нам их испытания, в которых должен быть указан объем ра­бот по испытанию пластов с учетом назначения скважины и характеристики вскрытого разреза. План по испытанию со­ставляется нефтеразведочной организацией и утверждается главным геологом.

На основании плана по испытанию нефтеразведочной экс­педицией составляется комплексный план работ с указанием методов и сроков испытания (в зависимости от глубины, ко­личества объектов, техники и технологии) и ответственных исполнителей по каждому виду работ, утвержденный руко­водством этой экспедиции.

Дополнительные работы (например, дополнительные гео­физические исследования, эффективные для решения геоло­гических задач, или работы по интенсификации притока — гидроразрыв, кислотная обработка призабойной зоны и др.), необходимость в проведении которых может возникнуть в процессе испытания, должны быть внесены в комплексный план работ.

Проектом работ на строительство скважины определяют­ся допустимые пределы нагрузок, натяжек и снижения уровня жидкости для обсадной колонны с учетом условий испытания.

Испытывать объекты при отсутствии цемента за колонной против намеченных к испытанию интервалов запрещается.

Продуктивные пласты, перекрываемые промежуточной колонной, необходимо испытывать в процессе бурения до спуска эксплуатационной колонны.

Для сбора или сжигания нефти оборудуют нефтяные ем­кости или нефтяной амбар на расстоянии не менее 150 м от устья.

При продувке или работе скважин выпускаемый газ дол­жен сжигаться на факеле.

В целях предупреждения открытого газонефтяного фонтана на буровой должен быть запас глинистого раствора соот­ветствующего качества в количестве не менее двух объемов скважин.

Независимо от способа возбуждения притока испытания объектов производятся снизу вверх.

При значительной литологической изменчивости и боль­шой мощности продуктивного пласта испытание производит­ся по интервалам с учетом различий их промыслово-геофизической характеристики и типов пород-коллекторов; наряду с этим при испытании в колонне пообъектно должны быть изу­чены подошвенные и краевые пластовые воды, определены их гидродинамические особенности, а также уточнены положе­ния газоводяных, газонефтяных и водонефтяных контактов.

При получении воды из нефтегазосодержащих пластов в скважинах, находящихся в контуре нефтегазоносной площа­ди, необходимо провести работы по определению места при­тока воды и выяснить причины проникновения ее в скважину.

Метод вскрытия объекта в колонне с помощью перфорации в каждом отдельном случае выбирается исходя из конструк­ции скважины в интервале испытания, пластовой температу­ры, типа пород-коллекторов с учетом применяемых методов испытания и исследования, а также возможности возврата на вышележащие пласты.

Плотность вскрытия объектов испытания перфорацией для каждого района устанавливается опытным путем, исхо­дя из необходимости обеспечения соответствующей пропуск­ной способности фильтра, максимальной производительности пласта, и обосновывается техническим проектом.

 

Перфорация скважин. Перфорацией называют создание каналов (отверстий) в колонне и цементном кольце против продуктивного пласта, предназначенных для сообщения пласта со скважиной. Кроме добывающих скважин перфорацию проводят: в нагнетательных сква­жинах для вскрытия заводняемых пластов; в скважинах с открытым забоем — для повышения проницаемости призабойной зоны уплотненных коллекторов; для повторного вскрытия пластов после капитального ремонта скважины; для прострела обсадных труб в случае необходи­мости их дополнительного цементирования и для других целей.

Обычно отверстия создаются путем прострела колонны и цементного кольца при помощи аппаратов, называемых стреляющими перфораторами. Перфораторы спускают в скважину на кабеле, используемом для управления прострелом. Применяются кумулятивные, пулевые и снарядные перфораторы.

В кумулятивном перфораторе используются кумулятивные заряды взрывчатого вещества. Кумулятивный заряд представляет собой прес­сованную шашку взрывчатого вещества, в основании которой имеется коническая (кумулятивная) выемка (рис. 4.7.1, а). В выемку вставлена металлическая воронка. В противоположной от выемки стороне уста­новлен детонатор — небольшой заряд высокочувствительного взрывча­того вещества, способный возбудить взрыв всего заряда.

Взрыв кумулятивного заряда характеризуется следующей особен­ностью (см. рис. 4.7.1).

В момент взрыва продукты взрыва сжимают воронку, и в металле возникают очень большие давления, при которых он начинает течь, как жидкость. Образующаяся тонкая струя жидкого металла с большой скоростью выбрасывается вдоль оси выемки, пробивая преграду перед собой на значительную глубину.

Кумулятивный перфоратор представляет собой сборку из нескольких кумулятивных зарядов и средств их взрывания — взрывного патрона с электрозапалом и отрезка детонирующего шнура, служащего для передачи детонации от взрывного патрона к зарядам. Кумулятивные перфораторы подразделяются на корпусные и бескорпусные.

В корпусном перфораторе заряды монтируются в герметичном кожухе — толстостенной стальной трубе, в которой по спирали располо­жены отверстия. При снаряжении перфоратора сборку из зарядов с детонирующим шнуром вставляют в кожух так, чтобы кумулятивные выемки зарядов находились против отверстий в корпусе. После снаря­жения перфораторов отверстия в корпусе герметизируются. Корпусные перфораторы рассчитаны на многократное использование и применяются, когда необходимо исключить возможность повреждения обсадной колонны и засорения забоя осколками, а также в случае высоких температур и давлений.

 

Рис. 4.7.1. Кумулятивный за­ряд (а) и схема его дей­ствия на преграду при взрыве (б):

1 — заряд взрывчатого ве­щества; 2 — детонатор; 3 — металлическая воронка; 4 — защитная оболочка; 5— ман­жета; I — заряд до взрыва; II—V—различные   стадии взрыва

 

В бескорпусном перфораторе сборку из кумулятивных зарядов, снабженных прочными индивидуальными оболочками, устанавливают на стальной ленте, каркасе и т. п. При выстреле каркас частично разрушается. Бескорпусные перфораторы применяются в случае вскры­тия пластов под колонной НКТ, а также, когда наблюдается искрив­ление, смятие, узкие проходные сечения в колонне труб.

Пулевой перфоратор действует по принципу огнестрельного оружия. В его корпусе имеется ряд стволов с камерами. В камеру закладывают прессованный пороховой заряд с электровоспламенителем, а в ствол — пулю. При выстреле воспламеняется пороховой заряд. Образующиеся газы создают в камере высокое давление, под действием которого пуля вылетает из ствола с большой скоростью, пробивает колонну, цементное кольцо и входит в породу, образуя канал.

По последовательности выстреливания пуль перфораторы под­разделяются на залповые и селективные. По расположению стволов различают пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикально-криволинейными стволами. Перфораторы с горизонтальными стволами применяют для вскрытия слабосцементированных коллекторов через одну колонну труб при отсутствии каверн, заполненных цементом. Перфораторы с вертикально-криволинейными стволами применяют для вскрытия малопроницаемых коллекторов через одну-две колонны труб, а также в случае сильнозагрязненной призабойной зоны.

Снарядные перфораторы выстреливают разрывные пули, которые пробивают обсадную трубу и цементное кольцо. Углубившись в породу, они взрываются и образуют в ней каверны и трещины. Снарядные перфораторы имеют горизонтальное расположение стволов и залповое действие. Они применяются для вскрытия малопроницаемых коллек­торов средней крепости, когда требуется увеличить проницаемость прискважинной зоны пласта.

 

Торпедирование скважин. Торпедированием называют взрыв в сква­жине, который осуществляют для освобождения прихваченных трубных колонн, разрушения металлических предметов в скважине, очистки фильтров в нефтяных и водозаборных скважинах от загрязнений, воздействия на прискважинную зону с целью повышения ее проницае­мости. Подготовленный для взрыва в скважине заряд взрывчатого вещества, называемый торпедой, оснащают средствами взрывания: электрозапалом, капсюлем-детонатором и шашкой взрывчатого веще­ства, усиливающего начальный импульс детонации. Торпеду спус­кают в скважину на кабеле, используемом также для производства взрыва.

По характеру действия различают торпеды направленного действия (кумулятивные осевые и труборезы кольцевые) и общего действия (фугасные).

При срезе труб торпедированием предварительно устанавливают верхнюю границу прихвата — место, до которого с дневной поверхности по трубам можно передать усилие натяжения или вращения. Для этого применяют прихватоопределители (ПО). Измерительным элементом ПО является катушка со стальным сердечником, с помощью которой вначале наносят на трубы магнитные метки, пропуская по катушке постоянный ток при остановке прибора в отдельных точках в районе предполагаемого прихвата на некоторое время. Затем регистрируют тем же прибором контрольную кривую, по которой определяют место­положение магнитных меток. Далее к трубам прикладывают усилие натяжения или вращения, после чего регистрируют повторную кривую. Под влиянием механической нагрузки магнитные метки стираются выше места прихвата, а в интервале прихвата сохраняются.

В скважинах также применяют взрывы пороховых зарядов для термогазохимического воздействия на пласты и скважинные тампо­нирующие снаряды для установки цементных мостов.

 

Возбуждение притока из объекта испытания произво­дится при опущенных в скважину трубках, герметизирован­ном устье и смонтированных выкидных и продавочных лини­ях.

Для вызова притока снижается давление столба жидко­сти в скважине до ниже пластового и создается депрессия на пласт, которая позволяет пластовой жидкости попасть в ствол скважины и по насосно-компрессорным трубам подни­маться на поверхность. Если пластовое давление выше гидро­статического, то запуск скважины осуществляется простой заменой тяжелого глинистого раствора в скважине на воду, если скважина не стала работать, то воду меняют на нефть. Если пластовое давление ниже гидростатического, но пласт проницаем и прискважинная зона не загрязнена, для сниже­ния давления в скважине, для запуска скважины используют аэрирование жидкости или свабирование.

 

Интенсификация притоков. В низкопроницаемых пла­стах или проницаемых пластах при сильно загрязненной при­забойной зоне с целью активизации и очистки от загрязнения проводят интенсификацию пластов. Среди методов интенси­фикации различают методы химического, гидромеханическо­го и комбинированного воздействия на пласт. Химические ме­тоды воздействия на пласт применяют в основном для очист­ки пласта от загрязнения. Наиболее широко используют солянокислотные обработки пласта. Обычно применяют соляную кислоту 8-15%-ной концентрации. При большей концентра­ции соляная кислота вступает в реакцию с металлическим оборудованием и может его разрушить. Соляная кислота при контакте с породой вступает в химическую реакцию с кар­бонатными включениями. Получаемые в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний растворимы в воде и легко удаляются из призабойной зоны. В связи с этим соля­ную кислоту целесообразно применять при обработке карбо­натных пород, использование соляной кислоты для обработки терригенных пород менее эффективно.

Для обработки призабойных зон в терригенном разрезе ис­пользуют фтороводородистую (плавиковую) кислоту, которая применяется в смеси с соляной кислотой (3 % НГ и 12 % НС1). Она способна растворять как естественные глины, так и гли­нистые частицы, попавшие в пласт из бурового раствора.

Из других кислот для обработки призабойной зоны пласта используют уксусную кислоту, которая замедляет взаимодей­ствие соляной кислоты с породой, растворяя её. Аналогично соляной кислоте действует на породу сульфаминовая кисло­та. Объем раствора для обработки пласта определяется его мощностью и загрязненностью.

 

Гидромеханические методы воздействия на пласт. Из методов гидромеханического воздействия наиболее широко применяется метод гидроразрыва пласта. При гидроразрыве фильтрационные свойства призабойной части пласта улуч­шаются за счет образования глубоких трещин. Для закреп­ления образовавшихся в пласте трещин используют песок, который должен быть достаточно прочным и не разрушаться под действием горного давления. Чем крупнее размеры песчи­нок, тем выше проницаемость искусственно создаваемых тре­щин. Жидкость, используемая для гидроразрыва, должна удовлетворять следующим условиям: не снижать проницае­мость пласта при взаимодействии с пластовыми жидкостями и породами; обеспечивать перенос закачиваемого песка в тре­щины; легко выноситься из скважины после создания депрес­сии, не создавать высоких гидравлических сопротивлений в скважине. Применяемые в гидроразрыве жидкости могут со­здаваться на водной или на нефтяной основе.

Каждая обработка производится по индивидуальному пла­ну, составленному в соответствии с действующими инструк­циями и методическими руководствами (указаниями) по при­менению выбранного метода с учетом местных условий.

Пластовое давление и пластовая температура в нефтяных скважинах определяются путем прямого измерения с помо­щью портативных глубинных манометров и термометров. В случае применения пластоиспытателей допускается опреде­ление пластового давления путем экстраполяции кривых вос­становления давления.

Измерения пластовых и статических давлений в газовых скважинах, снятие кривых нарастания давления и зависимо­стей дебит — давление должны производиться высокоточны­ми приборами.

По каждой из залежей, имеющих промышленное значение, по отдельным скважинам, расположенных на различных ги­псометрических отметках и в различных частях оцениваемой площади, должно быть осуществлено исследование с целью получения исходных данных для составления технологиче­ских схем и проектов разработки.

В случае одновременного вскрытия в обсаженной скважине нескольких пластов-коллекторов исследование методом уста­новившихся отборов должно производиться с применением глубинных дебитомеров с целью определения продуктивно­сти каждого пропластка в отдельности, а в случае одновре­менного притока нефти с водой — с применением глубинных влагомеров.

При испытании и исследовании отдельных объектов в скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной, должен быть произведен отбор глубинных проб нефти и воды, а так­же отбор газа и конденсата методом промышленных отборов газа при исследованиях на газоконденсатность. Количество отбираемых глубинных проб нефти и воды должно быть не менее трех, причем отбор считается качественным, если их характеристики не менее чем по двум пробам окажутся иден­тичными.

Испытание и исследование очередного вышезалегающего объекта осуществляются после проведения работ по изоляции предыдущего.

После установки цементного моста испытывается его гер­метичность путем снижения гидростатического давления столба промывочной жидкости на величину, большую задан­ной депрессии при испытании следующего объекта, а также проверяется его прочность путем передачи на мост нагрузки бурильными или насосно-компрессорными трубами со специ­ально оборудованным низом.

 

Отбор проб пластовых флюидов производится после то­го, как скважина заполнится пластовой жидкостью, однород­ной по составу по всему стволу. Пробы отбирают глубинными пробоотборниками в интервале перфорации или несколько выше ее (но не более чем на 10-15 м). Количество отбирае­мой на анализ пластовой воды зависит от ее минерализации. Для полного анализа слабоминерализованной воды достаточ­но 2-3 л, для определения К, Вг, J, Ва, Sr и других элементов необходимо 20 л воды. Сероводородсодержащие воды необхо­димо консервировать хлороформом.

При отборе вод желонкой на месте отбора определяют рН и содержание летучих и быстрорастворимых компонентов (Н, S, NO и др.), а также радиоактивность. Количество отобран­ного растворенного газа должно быть не менее 1 л.

Свойства нефти в пластовых условиях определяются по пробам, отобранным глубинным пробоотборником. Для эле­ментарного анализа и фракционной перегонки в лаборатор­ных условиях необходимо отбирать пробу объемом не менее 3 л. Для технического анализа пробу массой около 50 кг берут после установления дебитов нефти и промышленной ценности горизонта.

По отобранным пробам пластовой жидкости, газа и кон­денсата должны быть определены:

для нефти — фракционный и групповой состав, содержа­ние селикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, се­ры, а также вязкость и плотность (вязкость и плотность опре­деляются как в поверхностных условиях, при температуре 20 °С и давлении в 0,1 МПа, так и в пластовых), давление на­сыщения, газосодержание, изменение объема и вязкости неф­ти при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициенты упругости; при отборе глубинных проб — забойные давления и температура, газовый фактор;

для газа, растворенного в нефти, и свободного газа — плотность по воздуху, теплота сгорания, химический состав (содержание в объемных процентах метана, этана, пропана, бутана, пентанов, гексанов и более тяжелых углеводородов, а также гелия, сероводорода, углекислоты, азота и др.), давле­ние начала конденсации пластового газа при пластовой тем­пературе;

для конденсата — потенциальное содержание, фракцион­ный состав, групповой состав, содержание серы, а также плотность и вязкость при температуре 20 °С и давлении 0,1 МПа, конденсатогазовый фактор (выход конденсата) в граммах на 1 м³ отсепарированного газа при различных ре­жимах сепарации, давление максимальной конденсации;

для пластовой воды — полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов: йода, брома, бо­ра. лития и др.; количество и состав растворенного в воде газа, его упругость, температура и электрическое сопроти­вление.

 

Исследование скважин после получения промышленного притока проводят двумя основными методами:

методом установившихся отборов;

методом прослеживанием уровня.

Метод установившихся отборов состоит в том, что в процессе исследования скважины несколько раз изменяют режим работы. При каждом режиме измеряют установивше­еся забойное давление и соответствующий ему дебит флюида (режим считается установившимся, если два замера забой­ного давления и дебита отличаются не более чем на 10 %). Метод установившихся отборов хорошо применяют при ис­следовании фонтанных нефтяных, переливающих водяных и газовых скважин.

Рис. 4.7.2. Виды индикаторных диаграмм:

1, 4 — для напорных режимов; 2 — для ненапорных режимов; 3 — для неустановившихся забойных давле­ний и дебитов

 

По результатам исследований строятся графики зависи­мости дебита от депрессии на пласт (рис. 4.7.2). Эти графи­ки называют индикаторными диаграммами. По форме линии индикаторных диаграмм могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми. Форма индикаторной кривой определяется режи­мом дренирования пласта, режимом фильтрации, величиной сопротивления, возникающего в пласте при движении жид­кости, и другими факторами. Прямая индикаторная линия (кривая 1) отмечается только при установившейся линейной фильтрации жидкости в пласте. Искривление линейной инди­каторной кривой при увеличении депрессии на пласт (кривая 4) может происходить вследствие нарушения линейного зако­на фильтрации - в результате разгазирования нефти резко возрастают гидравлические сопротивления. Выпуклая инди­каторная кривая указывает на зависимость проницаемости пласта от давления, что может быть обусловлено смыкани­ем проводящих трещин при увеличении депрессии на пласт. Вогнутая по отношению к оси дебитов индикаторная кривая (кривая 3) может свидетельствовать о том, что по мере роста депрессии на пласт в работу подключаются дополнительные пропластки, не участвующие в фильтрации при небольших перепадах давлений. Кроме того, такого рода диаграммы мо­гут быть получены в результате измерений неустановивших­ся забойных давлений или дебитов.

Метод   прослежива­ния уровня или давления (предложен В.П. Яковлевым) заключается в том, что путем отбора или подлива жидкости понижают или повышают уровень жидкости в скважине, изменяя таким образом давление на забое. Затем наблю­дают за изменением уровня и фиксируют его перемещение за соответствующие промежутки времени. Таким методом исследуют непереливающие нефтяные и водяные скважи­ны. Обработка результатов исследований позволяет опреде­лить ряд параметров (проницаемость, гидропроводность и др.).

Одной из разновидностей исследования скважин при не­установившихся режимах является гидропрослушивание. Ги­дропрослушивание — наблюдение за изменением статическо­го уровня или давления в скважине, происходящее вследствие изменения отбора жидкости в соседних скважинах того же или соседнего плана. Скважины, в которых изменяют режим работы, называют возмущающими, а скважины, в которых наблюдают эти возмущения, — реагирующими. Метод про­слушивания позволяет определить гидродинамическую связь изучаемых интервалов, а в комплексе с другими метода­ми оценить неоднородность пласта, выявить литологические экраны.

 

 

4.8. ИССЛЕДОВАНИЯ ОТОБРАННЫХ ПРОБ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА И ВОДЫ

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

 

В процессе исследования отобранных проб нефти, газа и конденсата должны быть определены:

— для нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования,—фракционный и групповой состав, а в пластовых условиях—компонентный состав, содержа­ние (в процентах по массе) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы, металлов, вязкость и плотность, величина давления насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, газосодержание, изменение объема, плотности и вязкости нефти в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости нефти; исследование нефти проводится по глубинным пробам, а при невозможности их отбора - по рекомбинированным пробам пластовой нефти; для изучения товарных свойств нефти необходимо отбирать и исследо­вать специальные пробы;

— для газа (свободного и растворенного в нефти) — плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (в молярных процен­тах) метана, этана, пропана, бутанов, а также гелия, сероводоро­да, углекислого газа и азота; состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании глубинных проб нефти до стандартных условий;

— для конденсата (стабильного) — фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации.

При оценке промышленного значения содержащихся в нефти, газе и конденсате компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, ге­лия, металлов) должны соблюдаться «Требования к комплексно­му изучению месторождений и подсчету запасов попутных полез­ных ископаемых и компонентов» (ГКЗ СССР, 1982).

При изучении состава нефти и газа необходимо опреде­лять наличие и содержание в них компонентов, оказывающих вредное влияние на оборудование при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических при­месей и др.).

Отбор устьевых проб нефти, газа и воды производится при всех нефтегазо-водопроявлениях и при опробовании ИПТ не менее 2-х проб из каждого объекта.

Отбор сепараторных проб нефти, газа и конденсата производится не менее 2-х проб при каждом исследовании.

Отбор глубинных проб нефти и воды с замером давлений по стволу и пластовых давлений и температур производится не менее 2-х проб из каждого объекта испытания в колонне.

 

Лабораторные исследования проб воды. Изучение подземных вод ставится в первую оче­редь с целью выяснения гидрохимической обстановки, на­хождения и сохранения залежей нефти, а также для целей прогноза нефтеносности. В этом отношении изучение под­земных вод является обязательным элементом комплекса научно-исследовательских работ в опорном бурении.

При получении из скважин притоков подземных вод должны быть определены: химический состав подошвенных и крае­вых подземных вод, содержание в них йода, брома, бора, магния, калия, лития, рубидия, цезия, стронция, германия и др., а также состав растворенного в воде газа, дебиты воды, температура, дав­ление, коэффициент упругости вод, газосодержание и другие по­казатели для обоснования проведения специальных геолого-разве­дочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определе­ния возможности использования их для извлечения полезных ком­понентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Особенности химического состава подземных вод галоген­ных толщ могут быть показательными в отношении содержа­ния в этих толщах отдельных имеющих промышленное значение элементов, в частности калия. В отдельных слу­чаях вскрываемые скважинами пресные подземные воды могут представлять интерес для водоснабжения населенных пунктов. Даже сильно минерализованные подземные воды могут быть иногда использованы для технических целей, и в первую очередь для глубокого бурения, например для изготовления глинистого раствора. Подземные воды даже при относительно незначительном их притоке могут заметно влиять на физические свойства глинистого раствора, а по­тому заслуживают внимания и с этой точки зрения.

Результаты изучения подземных вод, вскрытых  скважиной, будучи использованы в совокупности с прочими данными по гидрогеологии определенного района или даже целой обширной области, имеют большое значение для понимания закономерностей распределения различного типа подземных вод, что в свою очередь важно в нефтепоисковых целях.

Изучение подземных вод должно проводиться в тесной связи с изучением литологических особенностей разреза, с определениями пористости и проницаемости пород и увя­зываться с данными электрокаротажа. Анализы солевого состава подземных вод и связанных с ними растворен­ных и свободных газов должны представляться одновре­менно.

По каждому испытанному горизонту исследуются две пробы воды: первая, отобранная после установления постоян­ства ее химизма, и вторая —после дополнительного отбора жидкости.

Лабораторному изучению подвергаются отобран­ные на месте бурения пробы пластовых вод, полученные при испытании скважины или отобранные во время бурения (при переливании или фонтанировании водой).

При выполнении анализов, которые производятся в соответствии с общепринятыми указаниями руководств по аналитической химии и гидрохимии, делают следующие определения.

А. Полевые: 1. Описание физических свойств воды: цвет, прозрач­ность, характер осадка или мути, запах.

2. При наличии запаха H₂S последний определяется на месте отбора пробы и затем в стационарной лаборатории.

Примечание. Пробу следует брать после откачки из скважины трех объемов технической воды, после чего не менее трех раз проверяется постоянство состава С1 и уд. веса воды.

Б. Лабораторные: 1. Уд. вес воды.

2. рН — концентрация водородных ионов.

3. Жесткость (общая, постоянная и временная).

4. Полный химический анализ с определением микро­компонентов СГ, SO/', НСО,,', СОз", Са", Mg--, К-, Na", Вг', В-, Г, NH₄, Fe--, Fe", H₂S, SiO₂, NO₂, NО₃, нафте­новые кислоты, окисляемость, радиоактивность.

5. Спектральный анализ сухого остатка, полученного путем выпаривания воды.

Методом люминесцентно-битуминологического анализа определяется качественный состав содержащихся в воде ор­ганических веществ. Результаты химического анализа даются в ионной форме (за исключением полуторных окислов, крем­незема и нафтеновых кислот) в весовых количествах; для слабоминерализованных вод с сухим остатком до 5 г/л — в мг на 100 г и для всех остальных вод в г на 100 г.

Весовые качества пересчитываются в миллиграмм-экви­валентную и процент-эквивалентную формы и эти данные также приводятся в результатах анализов. Общая минерали­зация воды исчисляется суммированием весовых количеств всех компонентов и также включается в результаты ана­лиза.

 

 

4.9. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ КАТЕГОРИЙ С₁ И С₂

Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984, 64 с. ГКЗ СССР.

 

На новых месторождениях нефти и газа, а также выявлен­ных залежах уже известных месторождений по данным поисково­го и оценочно-разведочного бурения проводится изучение геологи­ческого строения площади, дается оценка продуктивного разреза и предварительная оценка объема залежей, определяются основ­ные природные факторы, влияющие на выбор методики дальней­ших разведочных работ. По данным поискового и оценочно-разве­дочного бурения подсчитываются запасы нефти, газа и конденсата по категориям C₁ и С₂ и дается геолого-экономическая оценка ме­сторождений (залежей) для определения целесообразности их разведки и подготовки к разработке.

Запасы категории C₁ могут быть выделены на новой площади по данным бурения и испытания одной скважины при условии по­лучения в ней промышленного притока нефти или газа (открытие месторождения). В этом случае параметры подсчета запасов опре­деляются по данным геофизических исследований скважин, изу­чения керна или принимаются по аналогии с соседними разведан­ными месторождениями. Границы участка подсчета запасов про­водятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между экс­плуатационными скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений.

Запасы категории C₁ выделяются на разведанных месторождениях (залежах) в границах, про­веденных по данным испытаний и геофизических исследований скважин, достоверно обосновывающим гипсометрическое положе­ние контактов газ-нефть-вода, а для неисследованной части зале­жи — в границах, проведенных на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотрен­ному технологической схемой или проектом разработки.

Запасы категории С₂ выделяются на неразведанных ча­стях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высо­ких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробован­ных пластах разведанных месторождений, степень изученности которых отвечает соответствующим требованиям «Классифика­ции»; к ним относятся также запасы отдельных неопробованных куполов многокупольных месторождений, если доказана их пол­ная аналогия с изученными частями данного месторождения по геологическому строению и коллекторским свойствам пластов-кол­лекторов. Границы запасов проводятся по контурам выявленных залежей на планах, со­ставленных на основе структурных карт. Масштабы планов (1:5000—1:50000) зависят от размера и сложности геологиче­ского строения залежи.

Подсчет запасов проводится раздельно по залежам с выделе­нием запасов нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной зон и в целом по месторождению объемным методом. Под­счет запасов нефти производится с использованием объемного ко­эффициента и плотности нефти, определяемых по результатам дифференциального разгазирования глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти до стандартных условий.

Подсчет запасов растворенного в нефти газа проводится по его содержанию в нефти в пластовых условиях, которое определяется по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб нефти до стандартных условий.

Подсчет извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, для месторождений с водонапорным режимом проводится по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с другими режи­мами—по балансовым запасам нефти с учетом степени ее дега­зации при разработке.

Принадлежность забалансовых запасов нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов к различным катего­риям определяется так же, как и для балансовых запасов. При подсчете забалансовых запасов должны быть указаны причины отнесения их к этой группе (экономические, технологические и др.).

Запасы и перспективные ресурсы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в соответствии с требованиями «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» и «Требований к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископае­мых и компонентов» (ГК3 СССР, 1982).

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти, конденсата, серы, металлов, этана, пропана, бутанов подсчитыва­ются и оцениваются в тысячах тонн. Запасы месторождений и перспективные ресурсы горючих газов подсчитываются и оценива­ются в миллионах кубических метров, гелия и аргона — в тыся­чах кубических метров.

 

При подсчете запасов нефти используется формула:

Qн бал.= S*h*Kп*Kн* γ ст.*Кпер.,

где Qн бал.- балансовые запасы нефти, тонн,

S - площадь, м²,

hэф - эффективная нефтенасыщенная мощность, м,

Кп - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, ед.,

Кн - коэффициент нефтенасыщенности, ед.,

γн ст.- плотность нефти на поверхности, т/м³ ,

Кпер.- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, ед.

Кпер.=1/в>1.0,

где в - объемный коэффициент плотности нефти, ед.

в= v пл. / v ст,

где v пл. - объем нефти в пластовых условиях,

v ст.- объем нефти в стандартных условиях.

Он изв.= Обал*Киз.н,

где Qн изв.- извлекаемые запасы нефти,

Киз.н - коэффициент нефтеотдачи

 

При подсчете запасов газа используется формула:

Qг=S*h*Kп*Kг*Pпл*1/z*f *Киз.г,

где S - площадь, м²,

hэф - эффективная газонасыщенная толщина, м,

Кп - коэффициент пористости, ед.,

Кг - коэффициент газонасыщенности, ед.,

Рпл - начальное пластовое давление, атм (МПах10,197),

z - коэффициент сверхсжимаемости газа, ед.,

f - поправка на температуру, ед.,

Киз.г - коэффициент извлечения газа, ед.

f=(T+tст.)/(T+tпл.)

где T –273⁰ Кельвина,

tст. – 20⁰С,

tпл. – пластовая температура ⁰С.

 

Извлекаемые запасы растворенного газа подсчитываются по формуле:

Vр.г.= Qн изв.*ηр.г,

где ηр.г – газовый фактор, м³/т,

Киз.к - коэффициент извлечения конденсата, ед.

 

Извлекаемые запасы конденсата подсчитываются по формуле:

Qк= Qг*ηк*γк ст.* Киз.к,

где ηк – среднее начальное содержание в газе стабильного конденсата, см³/м³,

γк ст.- плотность стабильного конденсата на поверхности, т/м³,

Киз.к - коэффициент извлечения конденсата, ед.