Методи вивчення розрізів свердловин

 

Вивчення розрізів свердловин за даними буріння дає змогу виявити стратиграфію і тек­тоніку порід, їх літолого-фізичну харатеристику: колекторські властивості (грану ломет-ричнчй склад, пористість, проникність) продуктивних пластів, потужність, умови наси­чення нафтою, газом і водою.

Методи вивчення розрізів свердловин можна розділити на п'ять груп:

1. Геологічні, які включають відбір і вивчення зразків порід (керна, шламу) в процесі буріння, гранулометричний аналіз порід, мікромінералогічний аналіз, мікрофауністичний аналіз, споро-пилковий аналіз, вивчення карбонатності порід, проб нафти, газу і води.

2. Геофізичні, які включають електрометричні, радіометричні, акустичні, термомет­ричні дослідження, вивчення технічного стану свердловини.

3. Геохімічні, які включають газовий каротаж, люмінесцентно-бітумінологічний аналіз промивної рідини, шламу та гідрохімічний аналіз підземних вод. Одночасно реєструються дані, які характеризують параметри буріння свердловини (швидкість проходки і розхід промивної рідини) і випробування пластів.

4. Газогідродинамічні, які включають дослідження на встановлених і невстановлених режимах і гідропрослуховування.

5. Спостереження за бурінням свердловин, які включають вивчення розрізів свердло­вин за даними спрацювання доліт і хронометражу, поглинання промивної рідини, осипів і обвалів порід, нафто-, газо- або водопроявів.

Основні завдання при вивченні геологічного розрізу нафтових і газових свердловин такі: розчленування розрізів на пласти різного літологічного складу, визначення послідовності, товщини і глибини залягання пластів; виділення в розрізі колекторів і оцінка нафтогазоносності.

Для однозначної геологічної характеристики порід в кожній свердловині використову­ють не один, а декілька методів досліджень. В обов'язковий комплекс досліджень свердло­вин в кожному районі включають мінімальне число методів, які необхідно використати для найбільшої ефективності в типових для району геолого-технічних умовах. Комплекс мегодів змінюється залежно від призначення свердловини (пошукова, розвідувальна, експлуатаційна).

Геологічні методи. До цієї групи методів відносять, зокрема, метод вивчення кер­ну і шламу. При бурінні свердловини найбільшу інформацію про характер порід одер­жують при суцільному відборі зразків порід (керна) колонковими долотами і боковими ґрунтоносами. Але суцільний відбір керна дорогий і використовується тільки в невивченій частині розрізу опорних свердловин. Фактичний виніс керна залежить від літологічного складу порід і становить 40 — 90 %. В сипких теригенних, кавернозних вапняках він зни­жується до 5 — 10 %,ав щільних породах становить 60 — 80 %.

При незначному виносі керна використовують бокові ґрунтоноси, якими можна відбирати зразки порід в будь-якому пробуреному інтервалі. Кількість відбору керна зале­жить від поставлених геологічних завдань; в опорних свердловинах 50 — 100 %, в пара­метричних і пошукових — 12 — 20 %. В розвідувальних свердловинах інтервал буріння з відбором керна становить до 10 % від глибини свердловини. В експлутаційних свердлови­нах керн беруть тільки в продуктивному пласті для його детального вивчення, а також в маркуючих горизонтах і характерних контактах свит на ділянках, де необхідно уточнити стратиграфічну і тектонічну будову. Свердловини, в яких відбирають керн, повинні бути рівномірно розміщені на площі. При вивченні керна можна одержати такі дані: літологічну характеристику, стратиграфічну належність, структурні особливості, колекторські власти­вості порід і можливі умови їх залягання, ознаки нафти і газу та ін.

Літологічний склад породи визначають зовнішнім оглядом, карбонатних порід (вапняк, доломіт) за реакцією з соляною кислотою. Стратиграфічну характеристику порід визначають за присутністю основної фауни. Колекторські властивості порід визначають в лабораторії.

При обертовому бурінні розбурена порода у вигляді малих частинок або уламків (шла­му) виноситься струменем промивної рідини на поверхню. Для детального вивчення розрізу зразки шламу слід відбирати через кожні 5 м там, де керн відбирався; і через 1 — 2 м там, де він не відбирався. При вивченні шламу можна встановити тільки загальний літологічний склад порід, а деколи і маркуючий горизонт. Детальну характеристику по шарах порід цим методом встановити неможливо.

Гранулометричний аналіз порід. За допомогою цього аналізу визначається процентний вміст уламків порід різного розміру ситовим методом. При цьому допускають, що породи одного віку складаються із зерен однакового розміру. Метод можна використо­вувати для характеристики великих інтервалів розрізу. Тому він має допоміжне значення.

 

Мікромінералогічний аналіз порід. Для цього методу аналізу використову­ють фракції гранулометричного складу порід, із яких при обробці важкими рідинами виділяють важкі мінерали (піроксени, фанати, епідот, топаз та ін.). Виділені мінерали вивчають під мікроскопом і підраховують їх кількісний склад. Результати наносять на розріз свердловини поряд з літологічною колонкою. Метод має важливе значення при вив­ченні "німих" товщ, в яких нема фауни і флори, та для палеографічних побудов при оцінці нафтогазоносності в нових районах.

Мікрофауністичний аналіз. Для відбору мікрофауни породи розлущують, про-мивають, сушать і вивчають під бінокулярною лупою. По мікрофауні (фораменіфе-ри і остракоди) проводять кореляцію розрізу свердловини. Фораменіфери деколи є основою для визначення віку відкладів. Розрізи розбивають на окремі свити, пач-ки і горизонти за зміною в асоціаціях видів мікрофауни, а також їх кількісного складу.

Для успішного використання цього методу необхідно скласти типовий розріз, який ха­рактеризує розподіл мікрофауни у товщі порід.

Споро-пилковий аналіз базується на вивченні та визначенні спор і пилку рос­лин, які зустрічаються в різних відкладах. Процентне співвідношення спор і пилку дає змо­гу визначити приблизний склад рослинності під час утворення відкладів. Одержана при аналізі статистична пошарова характеристика називається спектром спор і пилку. Даний аналіз використовують для палеогеографічних побудов.

Вивчення карбонатності порід. Аналіз полягає у визначенні об'єму газу, який виділяється з породи при даній температурі, і у визначенні кількості речовини, яка виділяє даний газ при цій температурі. Загальна кількість речовини, взятої для ана-лізу, відома. Співвідношення об'ємів газу, який виділився при різних температу-рах, дає змогу підрахувати процентне співвідношення компонентів, які виділяють газ при даній темпе­ратурі.

Газоволюметричний аналіз дозволяє визначити відносний і абсолютний склад компонентів карбонатної частини породи, а значить розрізняти при зовнішньому огляді до­ломіти, вапняки і т.д. Даний метод не дає можливості зробити пошаровий розподіл пластів.

Відбір проб нафти, газу і води. В процесі буріння, при дослідній і промис­ловій експлуатації нафтових родовищ відбирають проби нафти, газу і води для визначен-ня їх густини, в'язкості в поверхневих і пластових умовах, коефіцієнту усадки, поверхневого натягу і т.ін.

Прямі методи дослідження свердловин дають найбільш повну оцінку продуктивних пластів і нафтових покладів, але не цілого розрізу.

Геофізичні методи використовуються для вивчення геологічного розрізу свердловин на основі зміни фізичних властивостей гірських порід. Ефективність промислово-геофізичних досліджень полягає в тому, що вони дають змогу вивчити не тільки продуктивну частину розрізу свердловин, але і весь розріз.

Каротажні діаграми є основними і часто єдиними документами, на основі яких скла­дається план робіт в свердловині. При інтерпретації каротажних діаграм розв'-язують такі задачі: визначення глибини залягання пластів різного літологічного складу і їх меж; визна­чення літологічного складу порід, які складають розріз дос-ліджуваної свердловини; виділення в розрізі пластів, що є колекторами нафти і газу: визначення характеру насичен­ня пласта (нафтою, газом, водою); оцінка ко-лекторських властивостей пласта (пористість, проникність, нафтонасиченість); визначення і оцінка зон АВПТ, АНПТ.

Для підвищення достовірності висновків про геологічну характеристику плас-тів в кожній свердловині використовують комплекс різних геофізичних методів.

Геохімічні методи. Основним з них є метод газового каротажу. При розкритті нафтога­зоносного пласта вільний або розчинений в нафті і воді газ надходить у промивну рідину і виноситься разом з нею на поверхню. Промивна рідина, яка виходить із свердловини

періодично або безперервно, досліджується на вміст в ній газів. Для проведення газового каротажу в процесі або після закінчення буріння свердловини з видачею реєструючих параметрів в аналоговій і цифровій формах використовують газокаротажну станцію АГКС-4АУ.

Основна задача інтерпретації діаграм газометрії промивної рідини- виділення і попе­редня оцінка пластів, які містять нафту і газ, в розрізі свердловини. Пласти, які характери­зуються на діаграмах підвищеним вмістом вуглеводневих газів, можуть відноситися до нафтонасичених пластів. Для визначення характеру насичення пластів і виділення продук­тивних пластів від водоносних використовують зведений газопоказник. Для цього його фактичне значення для досліджуваного пласта зрівнюють зі значеннями, які характеризу­ють типові продуктивні поклади даного району, і на основі цього оцінюють насичення досліджуваного пласта. Одержаний результат уточнюють за даними хроматографічного аналізу складу газу.

При газометрії свердловини одночасно з діаграмою сумарних газопоказників реєструється також діаграма тривалості проходки, яка є величиною, оберненою до швид­кості буріння. Ця величина використовується при інтерпретації даних газового аналізу промивної рідини і для розчленування розрізів свердловин за механічними властивостями гірських порід.

Люмінесцентно-бітумінологічний метод базується на властивостях бітумів люмінесціювати при опроміненні їх ультрафіолетовим промінням. Він використо­вується при пошуково-розвідувальних роботах, а також для вивчення бітумінозних розрізів свердловин і розчленування та кореляції геологічних розрізів за вмістом у них бітумів. Люмінесцентно-бітумінологічному аналізу піддають проби шламу і фунту.

Аналіз проводять з допомогою люмінескопа, який представляє собою світлонепроникну ка­меру з джерелом ультрафіолетового світла. Досліджуваний зразок поміщають в камеру і через спеціальне вікно спостерігають його свічення. Зіставляючи колір та інтенсивність люмінесценції зразків з аналогічними характеристиками для еталонів, які мають відому кількість нафти даного типу, можна судити про приблизний кількісний і якісний склад нафти в зразках.

Кореляцію розрізів свердловин за люмінесцентними показниками слід проводити дуже обережно, тому що навіть в межах окремого покладу люмінесцентна характеристика нафти може значно змінюватись внаслідок ії диференціації в покладі та інших процесів.

Методи спостереження за бурінням свердловин. Один з них — вивчення розрізу свердловин за даними спрацювання доліт і хронометра­жу (механічний каротаж). За формою і характером спрацювання долота при­близно можна судити про породи, в яких воно працювало. Наприклад, при бурінні в гли­нах і пісках долото спрацьовується мало, а в щільних породах воно швидше виходить з ла­ду. У вапняках і пісковиках долото може зазубрюватись, а в щільних пісковиках стирається рівномірно і сильно.

При хронометраж! необхідно враховувати час чистого буріння, який витрачається на проходку 1 м інтервалу. Гірські породи мають різну твердість, і тому витрачається різний час на 1 м проходки. За даними замірів будують діафаму, по вертикалі якої відкладають глибину, а по горизонталі час, витрачений на проходку кожного метра. Побудовану діафаму зіставляють з каротажною кривою, піки якої відповідають твердим породам, а де­пресії — пухким або м'яким. Таким чином, в розрізі можна виділити тільки тверді та м'які породи і тому одержану діафаму використовують як допоміжну до геофізичних та інших методів інтерпретації.

На точність побудови діафам впливає багато параметрів: тип і розмір долота, метод його заправки, глибина і вага інструменту, частота обертів ротора, швидкість роботи буро­вих насосів і т.д. Використання механічного каротажу можливе тільки у випадку, коли технологічний режим буріння свердловин був однаковий.

Поглинання промивної рідини переважно відбувається в тріщинах, кавер­нозних або сильно пористих породах за умови, що пластовий тиск менший від тиску сто­впа промивної рідини в свердловині. Характер поглинання може бути різним: від слабкого (в крупнозернистих або тонкотріщинних пластах з низьким пластовим тиском) до ка­тастрофічного, коли вихід промивної рідини на поверхню повністю закінчується (при розк­ритті великих каверн і тріщин).

Осипи і обвали порід виникають в інтервалах, які складені пластинчастими гли­нами, глинистими сланцями або сипкимии пісковиками та пісками. Глини і сланці, що обва­люються, злипаються між собою, розбухають від дії води і утворюють сальники на долоті та пробки в свердловині, товщина яких досягає інколи декількох десятків метрів.

Для попередження обвалів і боротьби з ними використовують промивні рідини з мінімальною водовіддачею і підвищеною питомою вагою, а інколи ці інтервали цементу­ються.

Нафто-, газо- і водопрояви. При надходженні в промивну рідину значної кількості нафти, газу або води знижується тиск на вибій, що може викликати викид і відкрите фонтанування свердловини. Це свідчить про розкриття високонапірних пористих пластів, насичених одним із вихідних флюїдів. Для попередження викидів при розкритті зон газонафтопроявів необхідно підвищити вагу промивної рідини так, щоб тиск на вибої свердловини став вищим за пластовий. Для збільшення питомої ваги промивної рідини ви­користовують гематит, магнетит, барит і т.д.

Складання розрізів свердловини. Розріз свердловини складають за результата-ми ком­плексної інтерпретації даних, одержаних за допомогою всіх методів, які дають повну інформацію про розріз в масштабі 1:500 по всій свердловині, 1:200 - в продуктивній товщі для неглибоких свердловин і 1:1000 або 1:2000 - для глибоких.

В результаті комплексної інтерпретації розріз розділяють за літологічними ознаками на товщі і пласти, встановлюють їх стратиграфічну належність, виділяють проникні пласти-колектори і непроникні товщі-покришки, а також виявляють, чим насичені пласти-колек-тори: нафтою, газом чи водою.

Геологічна документація. Перед бурінням свердловин складають технічний проект, кошторис на буріння, а також акт на складання. До технічного проекту додається геолого-технічний наряд. При бурінні свердловини ведеться вахтовий журнал, в якому фіксується весь процес.

Після буріння складають паспорт, в якому відображають всі дані свердловини: дати по­чатку і кінця буріння, геологічний розріз, конструкцію, результати досліджень і випробу­вань, ускладнення, аварії і т.д. Паспорт передається нафтопромисловому управлінню, де він постійно зберігається і доповнюється даними, одержаними в процесі експлуатації свер­дловини.

Геолого-технічний наряд на основі технічного проекту складається до почат­ку буріння свердловини. Наряд є основним документом для бурової бригади, яким вона ке­рується в процесі роботи.

Наряд ділиться на геологічну і технічну частини. В геологічній частині дають-ся: проек­тний розріз свердловини, назви свит і горизонтів, які будуть розбурюва-тись; літологічний розріз порід; конструкція свердловини, категорії міцності порід; кути падіння пластів; гли­бини, на яких можливі ускладнення (викиди, обвали, по-глинання, прихвати та інші); дані про геофізичні роботи; інтервали відбору керна і шламу; нафтогазові горизонти, в яких по­винна бути проведена перфорація колони; число перфораційних отворів; положення і харак­теристика основних водоносних горизонтів; метод розкриття пласта і випробування свердло­вини; об'єкти, які необ-хідно випробувати. В технічній частині наряду згідно з геологічними даними по-винні бути вказані тип і розмір доліт, вимоги до промивної рідини, технологічний режим буріння і т.д.