По передаче вахты и порядку работы при проведении геолого-геохимических исследований в процессе бурения скважин

Настоящая инструкция определяет единые правила подготовки отряда ГТИ к началу исследования разреза скважины, правила передачи вахт и порядок работы при проведении геолого-геохимических исследований в процессе бурения скважин, а также основные требования к работе геологов ГТИ.

1. Подготовка отряда ГТИ к началу работ на скважине и порядок передачи вахты.

Перед постановкой отряда ГТИ на скважину, в КИПе, при участии геологов отряда, подготавливаются следующие необходимые для решения поставленных геологических задач вспомогательные материалы:

·        ЭПМ (эталонно-прогнозная модель) литолого-стратиграфического расчленения разреза скважины для корректировки ГТН;

·        ЭПМ вскрытия кровли потенциально перспективного пласта;

·        данные ГИС по соседним скважинам;

·        ГТН по исследуемой скважине;

·        программа работ ГТИ по скважине.

За день до отъезда на вахту геолог ГТИ должен получить в КИПе уточненную программу работ на вахту, уточненную ЭПМ вскрытия кровли ближайшего потенциально-перспективного пласта, дискету, инструкции, формы.

Контроль и ответственность за выполнение вышеуказанного геологами отряда лежит на начальнике отряда, со стороны КИП ответственным является начальник КИПа.

По приезду на вахту геолог должен принять вахту у сменяемого геолога. Порядок приема следующий:

·        Уточнение текущей геологической ситуации на скважине, совместное со сменщиком обсуждение и оценка ситуации с учетом программы работ, что включает: просмотр шлама, газовую характеристику обсуждаемого интервала, стратиграфические привязки с учетом последних данных ГИС.

·        Проверка газоаналитического канала: герметичность дегазатора и газовоздушной линии (ГВЛ), работа хроматографа в соответствии с инструкцией.

·        Проверка герметичности ТВД, калибровка кальциметра, проверка люминоскопа, проверка работоспособности всех остальных геологических приборов.

·        Устранимые обнаруженные недостатки исправляются на месте.

·        Отъезжающий должен взять список необходимых расходных материалов.

·        В вахтовом журнале отмечают неисправленные недостатки и расписываются о приеме-сдаче вахты, копия акта о приеме-сдаче вахты доставляется в КИП.

2. Геолого-геохимические исследования и порядок работы геолога ГТИ на скважине.

После приёма вахты геолог ГТИ полностью отвечает за ведение геологической части исследований партии ГТИ, работая в полном взаимодействии с операторами-технологами.

Геолого-геохимические исследования проводятся в течение всего нахождения станции ГТИ на буровой.

Задачами проведения геолого-геохимических исследований являются:

·        литолого-стратиграфическое расчленение разреза;

·        выделение коллекторов и оценка их свойств;

·        выявление в разрезе нефтегазоносных или перспективных пластов и предварительная оценка их продуктивности.

Для решения этих задач применяется типовой комплекс исследований, включающий методы изучения шлама, керна, промывочной и пластовой жидкости, параметров бурения. Непосредственно к геолого-геохимическим исследованиям на скважине относится:

· механический каротаж;

· фильтрационный каротаж;

· газовый каротаж в процессе и после бурения;

· литологические исследования керна и шлама - макро- микроописание керна и шлама;

· петрофизические, газометрические исследования керна и шлама - кальциметрия, люминисцентно-битуминологический анализ (ЛБА), термовакуумнуя дегазация (ТВД), определение минералогической плотности и коэффициента пористости и т.д.;

· построение шламограммы и литологической колонки с предпологаемой стратиграфической привязкой вскрываемых отложений (стратиграфическая привязка уточняется в процессе дальнейшего строительства скважины после проведения ГИС и палеонтологических исследований шлама и керна);

· оперативный комплексный анализ материалов, полученных в результате исследований керна и шлама, газового каротажа, фильтрационного каротажа, детального механического каротажа, с привлечением материалов ГТИ и ГИС по исследуемой и соседним скважинам.

Ниже описывается каким образом, применяя измеряемые в процессе проведения ГТИ параметры и используя методы их интерпретации, можно решить задачи стоящие перед геологом ГТИ.

2.1. Литолого-стратиграфическое расчленение разреза.

Решение данной задачи является первым и непременным звеном технологического процесса изучения разреза при геолого-технологических исследованиях. При литолого-стратиграфическом расчленении осуществляется непрерывное оперативное изучение минералогического состава и физико-химических свойств разбуриваемых пород, определяется литология пород и их стратиграфическая приуроченность, выявляются тектонические особенности разреза (перерывы в осадконакоплении, размывы, тектонические нарушения), выделяются опорные пласты, покрышки и породы-коллекторы. Оперативное определение смены литолого-стратиграфических комплексов и выявление особенностей их геологического строения позволяют судить о нефте-газоносности разреза, прогнозировать момент вскрытия перспективного нефтегазоносного интервала, выбирать оптимальный режим вскрытия пласта-коллектора и проводить его детальное изучение. Изучение литологических особенностей вскрываемых пород и их физико-механических свойств позволяет также своевременно вносить коррективы в режим бурения скважины (выбор типа долот, режимных параметров и свойств бурового раствора и т.д.).

Процесс комплексной интерпретации геолого-геохимической, технологической и геофизической информации при литолого-стратиграфическом расчленении включает следующие основные этапы:

1) предварительное расчленение разреза на основе полученной ранее геологической, геофизической и геолого-технологической информации;

2) расчленение разреза по данным геолого-технологических исследований;

3) уточнение границ, мощности, глубины залегания пластов и стратиграфическое расчленение разреза по данным ГИС.

Предварительное литолого-стратиграфическое расчленение разреза производится на основе обработки и интерпретации имеющейся по изучаемой площади информации, включающей данные сейсморазведки, промыслово-геофизических и геолого-технологических исследований по ранее пробуренным скважинам, детальных лабораторных анализов каменного материала, бурового раствора и пластового флюида. По результатам обработки, строится прогнозный геологический разрез.

На нем отмечаются прогнозируемые глубины залегания границ литолого-стратиграфических комплексов или отдельных регионально коррелируемых пластов и он ложится в основу создания геолого-техни­ческого наряда (ГТН), составляемого на каждую скважину в первую очередь для нужд буровой организации.

Таким образом, исходим из того, что геолог на скважине имеет ГТН, ЭПМ (эталонно-прогнозная модель-составляется службами ГТИ при наличии достаточной изученности площади), материалы ГИС по соседним скважинам. Далее наступает очередь использования параметров получаемых непосредственно в процессе бурения данной скважины.

2.1.1. Расчленение разреза при помощи механического каротажа.

Первоочередное расчленение разреза производится по данным механического каротажа, то есть по скорости бурения пород с различными физическими свойствами (исключая влияние технологических параметров и допустая зависимость скорости бурения только от литологии) определяется литология этих пород, еще не видя их даже в шламе, но имея перед глазами (и в уме) прогнозный разрез.

Механическоий каротаж как метод основан на изменении скорости бурения (Vмех.) или обратной ее величины – продолжительности бурения заданного постоянного интервала (ДМК). При прочих равных условиях эти параметры зависят от литологического состава пород и коллекторских свойств. Метод применяется для литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и зон АВПД.

Механический каротаж проводится путем измерения времени бурения заданного интервала проходки (0,1; 0,2; 0,5; 1,0 м) или механической скорости через 0,5; 1,0 м с помощью датчиков, входящих в комплект газокаротажных и геолого-технологических станций.

При проведении механического каротажа по продолжительности проходки интервала необходимо соблюдать следующее условие: величина выбранного интервала должна кратно (не менее чем в 5-6 раз) превышать максимально возможную подачу инструмента на забой (при отсутствии автомата подачи). В зависимости от условий бурения рекомендуются следующие интервалы проходки:

Мощность литологических разностей, которые можно выделять в разрезе на основе механического каротажа, должна кратно (не менее чем вдвое) превышать выбранный интервал проходки:

Механическая скорость бурения зависит как от свойств разбуриваемых пород, так и от ряда технологических факторов (режима бурения, применяемого бурового раствора, технического состояния ствола скважины и т.д.), т.е. является обобщенным параметром, характеризующим процесс разрушения горной породы. Из технологических факторов наибольшее влияние оказывают нагрузка на долото, частота вращения долота, расход бурового раствора, величина дифференциального давления в системе "скважина-пласт".

При постоянном режиме бурения механическая скорость будет определяться критическим напряжением горных пород, которое характеризует физико-механические свойства пород, в том числе плотность и пористость.

Наибольшими критическими напряжениями отличаются монолитные кварциты и полиминеральные магматические породы, из осадочных - известняки, прочность которых повышается с увеличением степени кристаллизации и окремнелости. Доломитизация и выщелачивание известняков, приводящие к появлению вторичной пористости, а также глинизация резко снижают их прочностные свойства.

Критическое напряжение песчано-алевритовых пород зависит от степени цементации песчаного материала и его минерального состава. Наибольшую прочность имеют кварцевые песчаники с кремнистым цементом, наименьшую - песчаники с глинистым цементом. Глины, аргиллиты, пески отличаются низкими значениями критического напряжения.

Так как на скорость бурения, помимо литологического состава пород, оказывают влияние разнообразные технологические факторы, последние необходимо учитывать, особенно при бурении глубоких скважин. Для исключения влияния на данные механического каротажа изменений в режиме бурения (нагрузки на долото, частоты вращения ротора, диаметра долота и др.) следует рассчитывать нормализованную механическую скорость проходки.

Наиболее эффективным способом нормализации механической скорости при роторном бурении является расчет d_s-экспоненты или параметра.прочности породы √σ. Последний из указанных способов используется для выделения коллекторов в карбонатном разрезе. По вычисленным значениям √σ для каждого долбления строится график изменения прочности без учета износа долота. После окончания долбления производится поправка на износ и типоразмер долота, и по скорректированным значениям √σ рассчитывается показатель пористости Кσ.

Для литологического расчленения разреза при бурении скважин турбинным и роторным способом и для выделения коллекторов в терригенных разрезах используется ненормализованная механическая скорость проходки v или продолжительность бурения интервала t. В данном случае строится график изменения v или t в масштабе, принятом на сводной диаграмме. Учет влияющих факторов сводится к тому, что резкие изменения v или t, совпавшие по знаку и по времени с изменением параметров бурения, исключаются из рассмотрения.

Интерпретация данных механического каротажа производится в следующей последовательности:

1. На кривых изменения v, t, K_Б, √σ или Kσ выделяются аномалийные участки. К таким относятся участки интервала, в которых значения v, t, K_Б изменяются в 1,5 раза и более или приращение ∆√σ > 0,1.

Резкое (в 3 и более) увеличение механической скорости бурения характерно при прохождении карстовых и сильнокавернозных карбонатных пластов. Могут наблюдаться даже провалы бурильного инструмента. Высокими (в 2 и более) значениями механической скорости характеризуются гидрохимические осадки (за исключением ангидритов), гипс, каменная соль и другие, а также глины с аномально-высокими поровыми давлениями.

2. Если при увеличении механической скорости наблюдается поглощение бурового раствора или проявление пластового флюида, что свидетельствует о прохождении пласта-коллектора, бурение прекращается и производится промывка до выхода забойных порций бурового раствора и шлама. При подтверждении признаков наличия коллектора по данным анализа бурового раствора буровой бригаде выдается рекомендация на отбор керна или проведение ИПТ.

3. После окончания долбления производится анализ изменения механической скорости с учетом износа долота для пробуренного интервала и с учетом литологии пройденных пород и их коллекторских свойств.

4. Уточняются литологические границы смены пластов и пропластков и интервалы пород с высокими коллекторскими свойствами.

5. После проведения геофизических исследований и интерпретации результатов ГИС производится окончательная привязка данных механического каротажа к разрезу.

К основным факторам, снижающим информативность механического каротажа, относятся резкие изменения режимных параметров бурения, частые спуско-подъемные операции при малых интервалах долбления (2-3 м), применение разных типоразмеров долот, бурение со значительным превышением гидростатического давления над пластовым.

Кривые изменения механической скорости бурения или продолжительности проходки строятся на сводной диаграмме геологических исследований, а сведения об изменении и средних значениях механической скорости заносятся в ежесуточную сводку.

2.1.2. Исследования шлама и керна.

Качество литологического расчленения разреза скважины по механическому каротажу подтверждается и уточняется по шламу, отбираемому соответственно с программой работ ГТИ. Для этого производится отбор и изучение шлама с целью определения основной породы на каждую точку разреза скважины. В случае необходимости подтверждения вскрытия перспективного коллектора, границы стратиграфических подразделений, а также для определения коллекторских свойств и характера насыщения пластов отбирается керн. Литологическая ха­рактеристика проб шлама в первом приближении может быть получена на базе инструментально-визуальных методов, которые легко реализу­ются в рамках существующего технического вооружения оперативных ГТИ непосредственно на скважинах. С помощью приборов и оборудо­вания современных станций ГТИ можно определять следующие параметры пород:

карбонатность и степень доломитизации (кальциметр);

величина нерастворимого остатка (кальциметр);

доли кварцевой и глинистой составляющих (микроскоп и кальци­метр);

твердость (визуально по шкале «царапания»);

плотность (весы);

размер зерен, структура и текстура (микроскоп) и др.

То есть, отобранный шлам исследуется методами обязательного комплекса. Если полученная информация не позволяет провести литолого-стратиграфическое расчленение разреза, привлекаются дополнительные методы.

Шлам и керн являются источниками прямой, непосредственной информации о свойствах и строении геологического разреза, вскрываемого скважиной, поэтому в общем комплексе оперативных методов изучения разреза в процессе бурения им принадлежит ведущая роль.

2.1.2.1. Отбор, подготовка и привязка шлама к глубине.

Успешное решение геологических задач с использованием информации по шламу может быть осуществлено, если при проводке скважины соблюдаются следующие основные условия и требования:

·        режим промывки обеспечивает подъем выбуренного шлама с забоя скважины до места сбора, режим бурения – объемное разрушение пород долотом;

·        после прекращения бурения перед подъемом инструмента циркуляция продолжается в течении времени, необходимом для выноса шлама с забоя до поверхности;

·        шлам отбирается по всему исследуемому интервалу в строго определенном месте одним и тем же способом.

Отбор шлама производится в желобной системе у устья скважины методом накопления с интервалом 5-10 метров по всему исследуемому разрезу (интервал регламентируется «Программой работ на скважину…»), на перспективных участках разреза интервал отбора сокращается до 1-3 метров. Это делается с целью более точной привязки кровли пласта-коллектора, а также для наиболее полного изучения пласта.

Для привязки проб шлама к истинным глубинам отбора рассчи­тывается время отставания шлама tш в минутах, т.е. время движения выбуренных частиц шлама от забоя до шламоотборника, по формуле:

tш = H / 60(vк.п. – άvс.ш.) ,

где vк.п. –скорость движения бурового раствора в кольцевом пространстве, м/с,

vк.п. = 4Q ^. 10³ / π(D² – d²) , ά- коэффициент зависящий от площади кольцевого пространства, вращения бурильных труб, состояния ствола скважины ( при роторном бурении ά =1.14, при турбинном ά =1);

vс.ш. – скорость седиментации частиц шлама в буровом растворе под действием силы тяжести, м/с, которая зависит от формы и размеров частиц шлама.

Таким образом tш = tр + tс.ш. , где tр – время отставания по раствору, tс.ш.- время отставания шлама за счет седиментации его частиц в буровом растворе под действием силы тяжести. Так как tс.ш. зависит от от формы и размеров частиц шлама, которые очень трудно учесть, то время дви­жения шлама от забоя до устья скважины необ­ходимо уточнять опытным путем.

Наиболее прос­той способ за­ключается в следующем. После окончания спуско-подъемных операций фик­сируется время начала циркуля­ции и время по­явления у шла-моотборника за­бойного шлама различных габа­ритных фракций, после чего оп­ределяется вре­мя отставания для каждой фрак­ции. Погрешности в определении при данном способе связаны с трудностью диагностики за­бойного и обвального шлама.

Окончательная привязка шлама к истинным глубинам производит­ся путем корреляции литологических колонок, построенных по шламу, и данных промыслово-геофизических исследований.

В процессе бурения скважины выносимый шлам частично оседает в желобе, остальной выносится на вибросита. На вибросита попадают, как правило, более мелкие фракции шлама, с которыми трудно работать при микроописании, но, в то же время шлам на ситах содержит наибольшее количество основной породы. Таким образом, необходимо отбирать шлам, как в желобе, так и на ситах, используя шлам взятый на ситах для более точного определения основной породы, если размеры фракции не позволяют проводить с ним другие исследования.

Для проведения газового каротажа необходим открытый желоб, в котором можно установить желобной дегазатор и создать место для накопления и отбора шлама. Так как обычно высоты потока раствора в желобе не хватает, чтобы поплавковый дегазатор плавал, сохраняя герметичность независимо от изменения расхода ПЖ, то приходится сзади него ставить заслонку, поднимающую уровень ПЖ в желобе. Эта же заслонка служит преградой для большого количества шлама. Почистив желоб, поставив заслонку и установив дегазатор, можно после выхода шлама с последнего метра интервала отбора взять из желоба лопатой весь разрез шлама (снизу – вверх). После этого нужно опять почистить желоб, чтобы не смешивался шлам из разных интервалов. Для этого снять заслонку, поднять на 2-3 минуты дегазатор и прогнать шлам лопатой вдоль желоба на сита.

Сбор шлама с ситов:

Изготовить шламоловку в виде прямоугольного сачка размером 25x20см из сетки 2x2мм с деревянной ручкой 1.5 м длиной. Поставив сачок под одну из струй ПЖ на ситах можно собрать шлам за весь интервал. Рядом поставить ёмкость с водой, в которой удобно промывать шлам прямо в сачке.

Рис.1. Сачок-шламоловка.

После отмывки, шлам делится на две части одна для ТВД и другая - для дальнейшей просушки.

Сушилка для шлама.

Боковые стенки из 20-25мм доски размером примерно 30x120мм. Задняя и передняя стенки из ДВП. Передняя стенка дви-гается в пазах для установки сеточек со шламом на сушку. Задняя стенка прибивается к боковым гвоздями. В качестве полок используется 3-4мм проволока любого металла, она же служит креплением стенок между собой. Внизу перед передней стенкой для сушки шлама ставится электроконвертор типа «Ветерок». Сеточки для сушки шлама изготавливаются из отработан-ной сетки с вибросит. Размер 10x15x3см.

 

Подготовка шлама к анализам.

Отобранные пробы шлама отмываются от бурового раствора хо­лодной водой непосредственно на буровой или в станции. После промывки производится первый визуальный просмотр шлама под лупой. Ископаемые органические остатки (микрофауна и флора, мелкие обломки моллюсков и т.п.) извлекают из шлама и направля­ют на специальные определения с целью уточнения стратиграфичес­кого разреза. Проба шлама просушивается и расситовывается. Крупная обвальная фракция отбрасывается, если она не несет дополнительной информации.

Предназначенный для анализа шлам (объемом 300 см³) делится на две части А и В.

Проба А (объемом 100 см³) высушивается, упаковывается в по­лиэтиленовые или бумажные пакеты. На пакете указывается площадь, скважина, интервал отбора, дата, фамилия геолога и пакет доставляется в КИП. Несколько шламинок породы, определенной геологом как основная и по которой непосредственно проводилось литологические описание, помещаются в малый пакет, который кладется в пакет для КИПа

Проба В (объемом 200 см³) используется для оперативных ис­следований на скважине. Далее опре­деляется процентное соотношение литологических разностей – шламограмма и выделяется основная порода.

Шламограмма составляется по результатам визуального опреде­ления вещественного состава. Проба шлама квартуется до количества 40-50 шламинок. Затем производится деление пробы на литологические разности, подсчет процентного содержания их и строится шламограмма с занесением в геологический журнал основной породы. Дальнейшая работа проводится с выделенной основной породой: микроскопический анализ, литологическое описание, ЛБА, карбонатометрия, плотностные исследования и, при необходимости, дополнительные исследования.

2.1.2.2. Выделение в шламе основной породы

Производится тремя способами: с помощью шламограмм, эталон­но-прогнозных моделей, фракционного анализа шлама.

Выделение основной породы с помощью шламограмм базируется на использовании зависимостей между типом разреза и особенностя­ми в строении шламограмм (рис. 12).

Различают четыре основных типа разреза.

I тип (см. рис. 12, а) - это литологически однородная толща карбонатных или терригенных пород, достигающая по мощности де­сятков и сотен метров. Как правило, такому разрезу соответствует шламограмма, представленная на 80-100% основной породой А. Об­вальная порода В составляет небольшой процент (до 20%) и равно­мерно колеблется по всему разрезу. Если описываемый тип разреза только что вскрыт, обвальная порода в составе шламограммы может быть значительной (до 80-90%) и по мере углубления забоя количе­ство ее снижается, а основной постепенно увеличивается до 80-100%.

II тип (см. рис. 12, б) - чередование литологически однород­ных пластов средней мощности (15-40 м). На шламограмме наблюдает­ся резкое увеличение (до 60-70%) концентраций отдельных литологических разновидностей пород С. Первое появление данной литологической разности в пробе отмечается как ее кровля. Нижней грани­цей является глубина, с которой концентрации исследуемой породы начинают снижаться.

III тип (см. рис. 12, в) представлен частым чередованием ли­тологически разнородных пластов небольшой мощности (от 3-5 до 10-12 м). Обычно это чередование песчаников (реже известняков) с глинами, аргиллитами. Начало разбуривания различных пластов фиксируются появлением новой литологической разности. Как прави­ло, это песчаники, содержание их с углублением скважины сравни­тельно невелико (не более 10-20%). Подошва пластов отмечается по уменьшению поступления в шламовую смесь соответствующей литологической разновидности.

IV тип (см. рис. 12, г) представлен литологически разнород­ным разрезом (с 3-4 литологическими разностями), сложенным рых­лыми породами, которые обуславливают образование значительных объемов обвальных пород (песчаников, известняков, глин и т.д.). Данный тип характеризуется наличием в пробе шлама примерно оди­наковых концентраций нескольких литологических разностей. Выделение основной породы и определение типа разреза по шламограмме становится практически невозможным.

Для всех типов при выделении в пробах шлама основной и об­вальной породы используются следующие дополнительные признаки:

а) обвальная порода чаще всего представлена аргиллитом с разме­ром шламинок >7 мм; б) шламинки обвальной породы обычно имеют неправильную вытянутую форму с острыми краями.

Выделение основной породы с помощью эталонно-прогнозных мо­делей базируется на идентификации прогнозного геологического раз­реза с фактическим. Эталонно-прогнозные модели составляются по каждой исследуемой площади и должны состоять из прогнозного гео­логического разреза и эталонной коллекции горных пород. Прогноз­ный геологический разрез строится по результатам промыслово-геофизических и геолого-технологичеоких исследований по одной или нескольким скважинам, пробуренным на данной площади.

В прогнозном геологическом разрезе должны быть представлены следующие данные: глубина, стратиграфия, литология, шламограмма, циклиты и их мощности, последовательность расположения слоев с идентичными признаками, карбонатность, литологическое описание пород по шламу и керну, среднее значение плотности пород для каждого интервала, границы кровли и подошвы коллектора, средняя величина механической скорости (v) для каждого интервала, коэф­фициент изменения механической скорости (Kмех.) по отношению к опорному пласту, интервалы возможных поглощений и водонефтегазопроявлений, величина приведенных газопоказаннй (Гх.пр.), отно­сительное содержание метана в газовоздушной смеси, геофизическая характеристика.

Эталонная коллекция горных пород составляется из образцов керна и шлама (после привязки их по глубине по промыслово-геофизическим исследованиям), отобранных при бурении скважин на дан­ной шющади. Для этого в каждом слое отбирается несколько (в крайнем случае одна) проб шлама, из которых выбирают кусочки ос­новной породы размером 3-5 мм. При наличии керна последний из­мельчается до кусочков размером 3-5 мм. Объем пробы одного эта­лона 10-15 см³. Каждая эталонная проба помещается в пробирку, на которой указывается номер слоя и (или) циклита, из которого ото­бран шлам. К эталонной коллекции прилагается подробное описание представленных в ней горных пород.

Отобранный и приведенный по глубине шлам тщательно анализи­руется и сравнивается со шламом эталонной коллекции. После иден­тификации шлама с помощью прогнозного геологического разреза производится ориентировка в разрезе и определение циклита и его слоев, из которых были отобраны исследуемые пробы шлама.

Подробное литологическое описание пород и границы распро­странения отдельных литологических разностей приводятся в жур­нале оператора-геолога, сводной диаграмме геологических иссле­дований и ежесуточной сводке геолого-технологнческих исследо­ваний.

Выделение основной породы с помощью фракционного анализа шлама. Получае­мая информация используется для разделения основной и обвальной породы, а также для литологического расчленения разреза, выделения зон аномально высоких поровых давлений, привязки отбираемого шлама к глубине.

Физическая сущность метода заключается в том, что форма и размер частиц шлама зависят от режимно-технологических параметров буре­ния, литологии разбуриваемых пород, их физико-механических свойств (твердости, плотности, трещиноватости и т.д.), порового давления.

Фракционный анализ проводится по всему исследуемому разрезу с дискретностью, соответствующей решаемым задачам и условиям бурения. Для анализа используются почвенные сита СП-100 и др. с диаметром отверстий 1; 3; 5; 7 мм. Высушенный шлам просеива­ется через сита и разделяется на четыре фракции: Ф₁-1,1-3,0 мм;Ф₂-3,1-5 мм; Ф₃-5,1-7 мм; Ф₄-7 мм. Каждая фракция взвешивается, процентное содержание ее в пробе шлама определяется по формуле

С. == (m_шi/m_ш )100, (5)

где m_шi - масса шлама i-и фракции, г; m_ш - общая масса четырех фракций анализируемого шлама, г. По результатам фракционного анализа в масштабе глубин 1:500 или 1:200 строятся графики изменения содержаний Ф₁-Ф_4.

При интерпретации кривых изменения содержаний Ф₁-Ф₄ необхо­димо учитывать, что изменение фракционного состава шлама зависит от различных факторов: физико-механических свойств разбуриваемых пород, применяемой технологии бурения, режима промывки, свойств промывочной жидкости; на изменение фракционного состава шлама оказывают влияние также режим бурения и тип применяемых буровых долот. Выход из скважины шлама с размерами частиц менее 3 мм может быть обусловлен следующими причинами: недостаточной нагрузкой на долото, в результате которой происходит не объемное разрушение пород, а их поверхностное истирание; низким расходом бурового раствора, что приводит к зашламлению забоя скважины; применением долот истирающего типа.

В некоторых случаях (при бурении галогенных пород, рыхлых песчаников, плывунов, глин) выбуренный шлам растворяется или разрушается в буровом растворе до его выхода на поверхность. Присутствие в буровом растворе шлама с размерами частиц более 7мм часто бывает обусловлено механическим или гидравлическим разрушением стенок скважины, в результате чего в затрубное пространство попадает большое количество обвальной породы. В этом случае частицы шлама обычно имеют прямоугольную форму и пред­ставлены глинистыми породами.

Литологическое расчленение разреза по изменению фракционного состава базируется на том, что при неизменяющемся режиме бурения, обеспечивающем объемное разрушение пород, размер частиц выбурен­ного шлама зависит от литологии разбуриваемых пород:

1) мягкие породы (рыхлые песчаники и известняки, глины, гипс, каменные угли) обычно представлены шламом фракций Ф₁ ;

2) породы средней твердости (песчаники с глинистым цементом, пористые известняки и доломиты, алевролиты и аргиллиты) чаще всего представлены шламом фракций Ф₂ и Ф₃;

3) очень твердые и твердые породы (окремнелые и метаморфизованные известняки, доломиты и песчаники, основные изверженные породы, ангидриты, окремнелые глинистые сланцы) чаще всего представлены шламом фракций Ф_з и Ф_4.

На рис.5 видно, что фракционный состав шлама существенно изменяется в зависимости от литологии пород. Известняки характеризуются преобладанием в шламе фракций Ф₂ и Ф₃. При разбуривании аргиллитов в шламе увеличивается более чем в 2 раза процентное содержание фракции Ф₄, а при проходке песчано-алевролитовой толщи в пробах резко возрастает доля частиц шлама фракции Ф₁. В нижней части разреза, после прохождения известняков, вновь увеличивается доля шлама фракции Ф₄. Наиболее эффективны при литологическом расчленении разреза фракции Ф₁ и Ф₄.

Обвальная порода выделяется после визуального просмотра шлама фракций Фз и Ф₄. Обычно она представлена шламом с размерами частиц 7-10 мм прямоугольной формы, из дальнейших анализов она исключается.

Рис. 5. Литологическое расчленение разреза по результатам фракционного ана­лиза: а- песчаник; б -известняк; в-аргиллит; г-алевролит

2.1.2.3. Отбор и подготовка керна к исследованиям

Керн из колонкового снаряда извлекается аккуратно без нару­шения его ориентировки, очищается тряпкой или бумагой от глинис­того раствора и укладывается в специальные ящики.

Керн укладывают в строгой последовательности, в порядке возрастания глубины скважины и только в одном направлении - слева направо. На ящиках обязательно пищут интервал и наносят стрелку, указывающую направление укладки керна. Мелкие кусочки и обломки керна, последовательность которых невозможно устано­вить, завертывают в плотную бумагу и укладывают в той же после­довательности, что и керн. Если в каком-либо интервале проходки вынос керна отсутствовал, в ящик вкладывается этикетка с указа­нием интервала и отметкой об отсутствии в нем керна. Оператор станции ГТИ осматривает керн, уложенный в ящики, и проводит его макроскопическое описание.

2.1.2.4. Литологическое (макро- и микроскопия пород) исследование шлама и керна.

Макро- и микроскопические исследования являются визуальными методами определения литологического состава и других особенностей пород по шламу и керну.

Шлам исследуется с применением бинокулярного стереоскопического микроскопа типа МБС, керн – с помощью лупы с 6-12-кратным увеличением.

Керн, поднятый и уложенный в специальные ящики, подвергается непосредственно на буровой визуальному просмотру и описанию, в котором отражается последовательность его извлечения – по интервалам отбора сверху вниз, дается краткая литологическая характеристика породы, указываются мощности отдельных слоев и характер их залегания (согласное, несогласное, углы наклона и др.). Карбонатность породы определяется по реакции с соляной кислотой: у известняков при взаимодействии с ней наблюдается бурное выделение пузырьков углекислого газа; доломиты, по внешнему виду часто не отличимые от известняка, в куске не вскипают (вскипают в порошке). Из каждой литологической разности пород отбираются образцы керна для более тщательного исследования в условиях станции и при необходимости – последующего детального анализа в стационарных лабораториях.

Описание пород по результатам исследований шлама и керна производятся по схеме (табл. 7)

Схема описания пород

Таблица 7

Основные типы осадочных пород

(по Е.М. Смехову. М.С. Швецову и др.)

Таблица 8

Кроме указанных в табл.8 основных пород в разрезах скважин встречаются вулканогенные породы (песчаники, алевролиты), состоящие их переотложенных обломков изверженных пород, а также эффузивно-осадочные породы. Среди последних наиболее распространены туфогенные брекчии, песчаники, алевролиты и пеплы, сложенные смесью изверженного и осадочного материала.

Структура пород

(по М.С. Швецову, Е.М. Смехову, В.Н. Киркинской)

Таблица 9

Тип цемента(по М.С. Швецову)

Таблица 10

Схема классификации коллекторов

(по В.Н. Киркинской, Е.М. Смехову)

Таблица 11

Пористость и кавернозность пород

(по Г.И.Теодоровичу и др.)

Таблица 12

Трещиноватость пород

(по М.К. Калинко)

Таблица 13

Классификация карбонатных пород

известняк-доломит-глина (по Теодоровичу)

Классификация известково-доломитовых пород (по С.Г. Вишнякову)

Классификация терригенно-карбонатных пород (по И.В. Хворовой)

Классификация карбонатно-глинистых пород

(по С.Г. Вишнякову)

Микроскопическое описание производится при необходимости в стационарных лабораториях (экспедиции, конторы треста) после изготовления шлифов из отдельных литологических разностей пород. Под микроскопом исследуются породы-коллекторы с целью более детального их изучения. Уточняется вещественный состав основной части породы и цемента, форма и размеры зерен, структура порового пространства. Микроописание бывает необходимо также при определении стратиграфических границ, маркирующих слоев и в случаях, требующих точной литологической характеристики разреза, особенно на площади поисковых скважин, при параметрическом бурении.

Результаты макро- и микроисследований шлама и керна заносятся в журнал оператора-геолога, на сводную диаграмму геологических исследований и в ежесуточную сводку геолого-технологических исследований.

2.1.2.5. Карбонатометрия шлама и керна.

В основу этого анализа заложен принцип взаимодействия кальцита и доломита с соляной кислотой с выделением углекислого газа. В результате анализа определяется процентное содержание кальцита, доломита и нерастворимого остатка в карбонатных отложениях. На основании этих данных можно классифицировать породу и получить дополнительное представление о ее физических свойствах.

Анализ производится на карбонатомере. Карбонатомеры основаны на весовом или манометрическом принципе анализа. Техника и методика проведения анализа зависит от типа прибора и описывается в инструкции, прилагаемой к прибору. Ниже приводится техника и методика проведения анализа на манометрическом карбонатомере:

Из основной породы отбирается чайная ложка шлама и истирается в ступке до мукообразного состояния. Для анализа берется навеска 400 мг весом и высыпается в измерительную камеру. В мерный стаканчик наливается 5мл % соляной кислоты. Стаканчик аккуратно устанавливается в мерную камеру. Мерная камера закрывается, при этом резиновая прокладка должна быть смочена водой. Закрывается спускной кран. Стрелка манометра должна находится на нуле. Одновременно с включением секундомера измерительная камера переворачивается на 90⁰, так чтобы вся кислота вылилась на исследуемую пробу. Для более полного взаимодействия кислоты с породой бывает необходимо покачать измерительную камеру сразу после её переворота. Первый замер производится через 30 секунд. Снимается значение давления по манометру и по калибровочной таблице определяется процентное содержание кальцита. Второй замер, дающий процентное содержание доломита, производится через 30 минут. Разница между 100% и суммой кальцита и доломита составляет нерастворимый остаток.

2.1.2.6. Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА). Оценка характера насыщения на основании данных ЛБА.

Люминесцентно-битуминологический анализ основан на свойстве битумоидов, при их облучении ультрафиолетовыми лучами, испускать "холодное" свечение, интенсивность и цвет которого позволяет визуально оценить наличие и качественный состав битумоида в исследуемой породе.

Обнаружение, первичная диагностика и выяснение характера распределения битуминозных веществ в горной породе включают: визуальный просмотр шлама (керна) на присутствие битумоидов; капельно-люминесцентный анализ для определения качественного состава и количественного содержания битумоидов в шламе (керне).

Для визуального просмотра из пробы шлама отбираются сухие частицы основной породы, не загрязненные буровым раствором, и просматриваются под люминесцентным осветителем. Присутствие битумоидов обнаруживается по свечению углеводородов, находящихся в порах и трещинах горных пород, вызванному облучением ультрафиолетовыми лучами.

При добавках в буровой раствор нефти или других люминесцирующих веществ частицы шлама или кусочки керна разламываются и просматриваются в свежем изломе под люминесцентным осветителем при 7-10-кратном увеличении. При визуальном просмотре отмечаются цвет, размер и интенсивность люминесценции битуминозных веществ, а также взаимное расположение битуминозных компонентов между собой. Цвета люминесценции, наблюдаемые при визуальном просмотре, обычно отличаются меньшим разнообразием (голубые, синие, беловато-голубые, беловато-желтые), чем при проведении капельно-люминесцентного анализа.

Размер и интенсивность люминесценции битуминозных веществ зависят от индивидуальных свойств изучаемых веществ и интенсивности возбуждающего света. Учитывая последнее, необходимо по всему исследуемому разрезу применять однотипную аппаратуру со стандартными источниками ультрафиолетовых лучей ( К = 366 нм) и светофильтрами (УФО-3, УФС-6).

После визуального просмотра шлама производится капельно-люминесцентный анализ, для чего отбирается 5-7 г сухих частиц шлама основной породы. Шлам измельчается в ступке.

Для анализа целесообразнее брать навеску пробы 1,0 г. При навесках 0,1-0,5 г происходит более полная экстракция битуминозных веществ, однако возможны ошибки при определении концентрации битумоидов (за счет неточности при взвешивании навесок). При навесках 2 г, и более возникает опасность неполного извлечения битуминозных веществ и удлиняется процесс экстрагирования.

Навеска помещается в виде конуса на предварительно обработанный хлороформом лист фильтровальной бумаги. На вершину конуса наносятся из пипетки 20 капель хлороформа, который, вымывая из породы битумоиды, образует на поверхности бумаги пятно диаметром 1-3 см. После испарения растворителя (8-10 мин) порошок с бумаги удаляется и в ультрафиолетовых лучах оценивается интенсивность свечения пятна и цвет люминесценции.

Классификация битумоидов по люминесцентной характеристике

капиллярных вытяжек.

Количественная оценка содержания битумоидов.

5

4

Сплошное пятно

Толстое кольцо

Кроме типов битумоидов по капиллярным вытяжкам определяется наличие углеродистых веществ - по появлению на фильтровальной бумаге черных нелюмине-сцирующих крупинок, серы - по появлению темных нелюминесцирующих полосок (при дневном свете наблюдаются желтоватые блестки), твердых парафинов - по наличию воскообразного налета.

Для количественной оценки содержания битумоидов в исследуемой пробе в полевых условиях используется пятибалльная система.

К отрицательным факторам, влияющим на снижение информативности люминесцентно-битуминологического анализа, относятся добавки в буровой раствор нефти и бурение с применением известково-битумных растворов (ИБР).

При добавках в буровой раствор нефти необходимо провести ее люминесцентный анализ. Чистой стеклянной палочкой капля нефти наносится на фильтровальную бумагу (удобнее круглый фильтр). После просыхания капли фильтровальная бумага просматривается в ультрафиолетовых лучах люминескопа. При осмотре отмечаются цвет люминесценции, наличие в центре темной зоны, цвет и характер окантовки пятна. В зависимости от соотношения в нефти смолисто-асфальтеновых компонентов и легких фракций изменяется цвет люминесценции пятна: тяжелые нефти с большим содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов - темно-коричневые, коричневые, оранжево-коричневые цвета; легкие малосмолистые нефти - беловато-голубой цвет пятна. Результаты люминесцентного анализа проб шлама и нефти сравнивают между собой. Если цвета люминесценции пятен капиллярной вытяжки и нефти на фильтровальной бумаге идентичны, необходимо привлечь максимум информации по результатам других методов анализа исследуемого образца (газовый анализ, пористость и др.) для решения вопроса о причинах наличия в пробе битумоидов.

При бурении с применением ИБР и отмывкой шлама с применением дизтоплива ЛБА проводится только на образцах керна.

Люминесцентно-битуминологический анализ необходимо проводить только в вытяжном шкафу.

Люминесцентно-битуминологический анализ проводится по всему исследуемому разрезу с шагом отбора шлама. Данные об интенсивности, цвете и типе битумоида по результатам капельно-люминесцентного анализа заносятся в журнал оператора-геолога, на сводную диаграмму геологических исследований и в сводку геолого-технологических исследований.

2.1.2.7. Определение и оценка пористости пород

Определение пористости пород производится в первую очередь для оценки коллекторских свойств вскрываемых перспективных пластов, однако нередки случаи когда исследования по определению пористости пород ведутся по всему разрезу с целью прогнозирования и предупреждения зон с аномально высокими пластовыми давлениями. Интерпретацию данных плотности и пористости пород необходимо проводить в комплексе с другими методами ГТИ: макро- и микроописанием пород, механическим и газовым каротажом.

Используются следующие способы оценки пористости:

1.      Визуаль­ная оценка пористости пород методами:

·        окрашивания;

·        нагревания ;

·        насыщения;

При методе окрашивания отдельные частицы шлама, предвари­тельно высушенные, опускаются в водный или стартовый раствор различных красителей. Через 1-2 мин частицы извлекаются, избыток влаги удаляется с помощью промокательной бумаги и на свежем из­ломе шламинок оценивается степень их окрашенности. Породы с высо­ким коэффициентом открытой пористости характеризуются интенсив­ной окрашенностью.

При методе нагревания предварительно высушенные образцы по­роды помещаются в пробирки с горячей водой (t = 90°С). В резуль­тате расширения воздуха, находящегося в порах, наблюдается выде­ление пузырьков воздуха. По интенсивности выделения пузырьков и их величине можно судить о характере пористости.

При методе насыщения высушенные образцы шлама опускаются на 1-2 мин в хлороформ или четыреххлористый углерод. После этого частично насыщеннее частицы шлама опускаются поочередно в горя­чую воду (t = 90°С). Жидкость из пор испаряется, по сравнению с предыдущим методом наблюдается более интенсивное выделение пу-зырьков газа.

Описанное визуальные методы оценки пористости используются для качественной характеристики коллектора. При этом следует ис­ходить из применяемой на практике условной градации пористости пород:

-  низкая пористость - 0-5%;

-  средняя пористость - 5-10%;

-  высокая пористость ≥10%.

2. Определение общей пористости пород по изменению их плотности.

Определение общей пористости пород Кп по изменению значений их плотности основано на зависимости между плотностью и порис­тостью пород при постоянной минералогической плотности:

Кп = γм –γп / γм – γж , где γм - минералогическая плотность породы, г/см³;

γп - плотность породы, г/см³; γж - плотность жидкости, г/см³.

Минералогическая плотность пород при оценке пористости ука­занным способом берется из табл. 20. Плотность жидкости при ра­боте с экстрагированными образцами и применением дистиллирован­ной воды принимается равной единице. Для оперативной оценки по­ристости через плотность пород используется палетка (рис. 19).

Рис. 19. Палетка для оцен­ки пористости по плотности пород.

В связи с тем, что на изменение плотности шлама влияют и другие факторы, в частности, структурно-тек­стурные особенности породы, палетку не рекомендуется ис­пользовать при трещинном ти­пе коллектора или при шламе с размерами частиц основной породы < 3 мм.

Ниже приведена методика определения емкостных и плотностных свойств пород по шламу при помощи высокоточных весов.

Предлагаемая методика сводится к определению пористости и плотности естественно насыщенного шлама методом Преображенского, при взвешивании шлама на торсионных весах.

Порядок измерений:

·        Отобранный шлам отмывается проточной водой до полной отмывки от бурового раствора;

· Для определения характеристик пластов-коллекторов отбирается песчано-алевритовая и карбонатная фаза, для прогнозирования АВПД-наиболее чистые глины-аргиллиты, в количестве 10-ти шламинок. Размер шламинок выбирается в зависимости от применяемых торсионных весов: 3мм для ВТ-100 и 5мм для ВТ-500.

· Отобранный шлам распределяется по кюветам, где нумеруется и заливается 3-х нормальным растворам NaCl ( 3n NaCl на 1 литр – 175,35гNaCl), который в дальнейшем будем называть рабочей жидкостью.

·        Проводятся операции взвешивания согласно инструкции по эксплуатации торсионных весов и настоящей методики.

Взвешивание:

1.      Взвешивание насыщенного образца в воздухе (Мн).

Шлам из скважины естественно насыщен пластовым флюидом. Для получения веса Мн проводится прелдварительная подготовка: салфетка из фильтровальной бумеги или материи смачивается в рабочей жидкости и полностью отжимается. На эту салфетку выкладыавается шламинка и прокатывается 5 раз всей своей поверхностью для снятия поверхностной пленки. Критерием служит отсутствие блестящих поверхностей на шламинке. Затем шламинка пинцетом кладется на сетку весов с взвешивается. Отчет шкалы показывает Мн. Взвешенная шламинка укладывается обратно в кювету…. и т.д. со всеми шламинками.

2.         Определение поправки.

Определяется поправка на изменение веса сетки в рабочей жидкости. Для этого на коромысло весов вешается произвольная навеска, примерно 50 мг. Весы уравновешиваются. Считывается показание шкалы (N1). Сетка опускается в рабочую жидкость, весы снова уравновешиваются. Со шкалы считывается показание (N2).

dМпр=N2 – N1

Навеска снимается с коромысла.

3.    Гидростатическое взвешивание( Мж).

Гидростатическим взвешиванием называется взвешивание образца в рабочей жидкости. Для этого в стаканчик емкостью 20мл наливается рабочая жидкость до одной и той же определенной отметки. Шламинка пинцетом помещается из кюветы на сетку весов. Стаканчик с рабочей жидкостью поднимается на подставку так, чтобы сетка со шламинкой полностью опустилась в жидкость. При этом необходимо контролировать:

·        отсутствие « прилипших» к сетке или шламинке пузырьков воздуха (при их наличие вертикальным перемещением стаканчика вверх-вниз их «сбрасывают»;

·        отсутствие касаний стенок и дна стаканчика сеткой;

·        поверхность жидкости должна находится на середине волоска подвески сетки.

После установки стаканчика производится взвешивание Мж. Взвешенная шламинка укладывается обратно в кювету …. и т.д. со всеми шламинками.

4.    Взвешивание сухого образца в воздухе (Мс).

Шлам промывается дистилированной водой, не нарушая порядок его расположения в кювете, и ставится сушится в сушильный шкаф на 20 мин. при t =105град.С для дальнейшего определения сухого веса.

Высушенный шлам взвешивается в воздухе (каждая шламинка). Для этого сухая шламинка пинцетом помещается на сетку весов. Производится взвешивание Мс. Взвешенная шламинка укладывается обратно в кювету …. и т.д. со всеми шламинками.

5.    Обработка результатов измерений.

Все полученные результаты σж, dМпр, Мс, Мн, Мж заносятся в таблицу. По проведенным измерениям подсчитывается коэффициент пористости, объемная и минералогическая плотность и плотность насыщенной породы Кп, σо, σм, σнп для каждой шламинки по формулам:

Кп = 1/n*Σ (Мнi – Мсi) / (Мнi – ( Мжi + dМпр));

σо = 1/n ^. Σ (Мci ^. σж / (Мнi – ( Мжi + dМпр));

σм = 1/n ^. Σ (Мci ^. σж / (Мсi – ( Мжi + dМпр));

σнп = 1/n ^. Σ (Мнi ^.σж / (Мнi – ( Мжi + dМпр));

где: Кп – коэффициент пористости (%);

σо – объемная плотность (г/см³);

σм – минералогическая плотность (г/см³);

σнп - плотность насыщенной породы (г/см³);

σж - плотность рабочей жидкости (г/см³);

Мн – вес насыщенной шламинки в воздухе (мг);

Мж - вес насыщенной шламинки в жидкости

( гидростатический вес) (мг);

dМпр – изменение веса сетки (мг);

Мc - вес сухой шламинки (мг);

N - число исследуемых шламинок

I - порядковый номер шламинки

2.1.2.8. Геохимические исследования шлама.

Глубокая дегазация шлама, керна, бурового раствора и проб ИПТ методом ТВД (термо - вакуумная дегазация).

Простейший ТВД (термо - вакуумный дегазатор) показан на рис.2 и состоит из:

1.                       Кипятильной колбы – 1шт.

2.                       Дегазационно-газосборной колбы –1 шт.(в случае использования отдельных колб для шлама и раствора-2 шт.)

3.                       3-х ходового крана – по 2 шт.

4.                       Винтового зажима – 3 шт.

5.                       Вакуумметр или индикатор – 1шт.

Все элементы расположены в определенном порядке и закреплены на текстолитовой плите. К дегазатору придаётся 1 вакуумный насос (электрический или ручной) и примерно 5 проботборников.

Подготовка к работе.

1.           Проверка на герметичность.

Создать разрежение и если в течение 10минут вакуумметр не изменяет показаний, то прибор считается герметичным.

Порядок работы.

В кипятильную колбу наливается вода. Зажимы закрыты. Подсоединяется проботборник к кипятильной и дегазационно-газосборной колбам. Включается кипятильник и вакуум-насос. При закипании кипятильник отключается, а вакуум-насос работает до достижения 1 гкс/см². Таким образом в дегазационной колбе вакуум –1атм. Краном отсекаем вакуум-насос. Открываем зажимы по очереди и зажимом 1 поддерживаем режим бурления в дегазационной колбе до полной дегазации содержимого пробоотборника. Дегазация длится примерно 5-6 минут. Газовоздушная смесь собирается вверху колбы и останавливает подъём жидкости. Объём газовоздушной смеси определяется по шкале нанесённой вверху колбы. Этот объём служит для расчета коэффициента на который умножаются значения, полученные на хроматографе в абсолютных процентах. Газ для анализа забирается через резиновую трубку, надетую на штуцер крана.

Формулы для расчета удельной газонасыщенности раствора и шлама:

q _пж= 10 · Vг · Cабс / 250см³, Vпж=250 см³ q _пж = Vг·Сабс / 25

при Vг=100см³ q _пж= 100·Сабс / 25 = 4· Cабс;

q _шл= 10 · V г·Сабс/100см³, Vшл≈100см³ q_шл = Vг·Сабс / 10

при Vг=100см³ q _шл= 100·Сабс / 10 = 10 · Сабс

Рис.2. Термо - вакуумный дегазатор.

Инструкция по проведению анализа газа, выделенного в результате ТВД на хроматографе.

Нажать на ХГ кнопки “Автомат” - “Нет”.

Отключить насос (“Рыбка”). Отсоединить ГВЛ от ХГ.

Набрать из колбы ТВД исследуемый газ шприцем (с прокачкой для получения среднего значения).

После того, как закончится цикл на ХГ, выставить “0” и ввести шприцем газ в ХГ.

Включить “Старт измерения” - “Да”. После окончания цикла списать данные с принтера, отметив их на рулоне, как ТВД (раствора, шлама, к-на), время, интервал. В случае отсутствия принтера, данные списать прямо с табло ХГ.

Подключить ГВЛ к ХГ, включить насос “Рыбка ”, на ХГ написать “Автомат” “Старт измерения” “Да”.

2.1.3.      Литолого - стратиграфическое расчленение разреза

с помощью данных ГИС.

Итак после расчленения разреза на основании графика Vмех. и уточнения этого расчленения по шламу дальнейшее уточнение литолого–стратиграфического разреза скважины производится по ГИС. Литолого-стратиграфическое расчленение разреза скважины по данным ГИС включает следующие операции: увязку диаграмм различных методов по глубине; определение границ, мощностей и глубин зале­гания пластов; оценку литологической характеристики пластов и их стратиграфической приуроченности.

Делается это таким образом: после проведения в скважине привязочного каротажа производится корреляция каротажных кривых, полученных в результате проведения каротажа соседних по площади или наиболее близких по местоположению и строению разреза скважин, с каротажными кривыми, полученными в результате проведения каротажа на данной скважине. Диаграммы с каротажными кривыми соседних скважин должны иметь разбивку по стратиграфическим подразделениям. При точной корреляции каротажных кривых границы стратиграфических подразделений переносятся на каротажную диаграмму данной скважины. Таким образом, после проведения привязочного каротажа, мы получаем достаточно точное представление о том, где стратиграфически находится скважина на момент каротажа, а также имеем возможность по комплексу каротажных кривых уточнить литологический и стратиграфический разрез. Кроме того по каротажу определяется истинная глубина скважины, к которой приводятся глубины полученные по данным бурения и ГТИ ( если они различаются). Точное представление о местоположении забоя скважины на разрезе на момент каротажа позволяет нам расчитать расстояние до ближайшего, а при дальнейших каротажах и каждого последующего, пласта–коллектора предназначенного проектом для отбора керна и проведения ИПТ. Уточнив глубину кровли коллектора геолог ГТИ готовится к следующему этапу проведения исследований - выделение коллектора и оценка его свойств. Исходной информацией при выделении коллекторов являются данные механического каротажа, расходометрии, газового каротажа и результаты анализа шлама и керна.

В качестве априорной информации привлекаются эталонно-прогнозная модель и ГТН.

Таким образом кроме результатов механического каротажа и анализа шлама и керна необходимо иметь результаты газового каротажа и расходометрии, то есть методов исследования бурового раствора и пластового флюида.

2.2. Исследования бурового раствора и пластового флюида.

При исследованиях проб бурового раствора и пластового флюида применяют основной и дополнительный комплексы различых по физи­ческой природе методов и измерений.Пробы бурового раствора отбираются периодически в процессе бурения скважины с целью определения газонасыщенности бурового раствора и определения его параметров.

При отборе проб бурового раствора необходимо соблюдать сле­дующие основные требования.

В качестве пробоотборников необходимо применять сосуды из нержавеющей стали. Пробоотборники (колбы и пробки), применяемые для отбора проб бурового раствора, должны быть тщательно промыты горячей водой. После промывки резиновые пробки необходимо прокипятить, а пробоотборники - пропарить.

Отбор проб бурового раствора необходимо производить по возможности ближе к устью скважины в строго определенном месте (для определения коэффициента дегазации производить отбор проб перед дегазатором). Изменение места отбора проб в процессе проведения исследований на скважине сушественно влияет на количественный и качественный состав газовой смеси в выходящем буровом растворе.

Пробы бурового раствора желательно дегазировать и анализи­ровать в станции ГТИ непосредственно на скважине. Для привязки отобранной пробы бурового раствора к истинной глубине определяется время отставания по формуле:

tот = 3.14 ^.10^-3(D² – d²)^.H / 4^. Qвых.п.

2.2.1. Газовый каротаж в процессе и после бурения.

Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых скважиной пластов, содержащих углеводородные газы. Газовый каро­таж используется для выделения нефтегазосодержащих пластов, вы­деления зон АВПД, предупреждения выбросов нефти и газа.

По способу проведения исследований различают газовый каро­таж в процессе бурения и газовый каротаж после бурения. При газовом каротаже в процессе бурения непрерывно изме­ряется суммарное содержание Гсум. углеводородных газов и периоди­чески (с дискретностью равной времени одного цикла анализа на хроматографе)- компонентный состав УВГ, попавших в буровой ра­створ из разбуриваемых горных пород. Газовый каротаж после бу­рения включает непрерывное измерение УВГ и периодическое измере­ние компонентного состава газа, попавшего в буровой раствор в результате диффузии или фильтрации УВГ из водо-нефте-газоносных пластов при простое скважины.

Оперативная интерпретация результатов газового каротажа в процессе бурения проводится в следующей последовательности.

По кривой Гсум. или покомпонентного анализа, регистрируемых непрерывно в функции времени, выделяются аномалийные участки (в 1,5 раза и более выше фоновых значений) и определяется природа газовых аномалий.

При наличии газовой аномалии обусловленной поступлением газа из пласта для каждого метра рассчитываются значения флюидных коэффициентов и определяется относительный состав газа.

По палеткам раздельного анализа газа (PАГ) и по палеткам граничных флюидных коэффициентов (ГФК), построенными применитель­но к исследуемой площади или району, определяют характер насыще­ния коллектора.

Рассчитывается величина Fг(остаточного газосодержания), и полученные для данного участка значения сравнивают с граничными для данного района.

Появление газовой аномалии может быть обус­ловлено следующими причинами:

- уменьшением расхода бурового раствора;

- увеличением механической скорости проходки;

- поступлением газа из пласта (разбуриваемого или вышележа­щего);

- поступлением газа из глин с аномально-высоким поровым давлением;

- поступлением газа в раствор за счет эффекта свабирования (при подъеме бурильной колонны);

- наличием в буровом растворе рециркуляционного газа;

- наличием в буровом растворе примесного газа.

Газовые аномалии обусловленные первыми двумя из перечис­ление выше причин, легко распознаются при анализе поведения кривых Q и Т и зависят от величины коэффициента разбавления Е.

Газосодержание бурового раствора за счет поступления пластового гаэа зависит главным образом от величины дифференци­ального давления в системе "скважина-пласт", газонасыщенности пласта и его мощности. Повышенные газопоказания наблюдаются по истечении времени отставания tот. после вскрытия кровли пласта. Начало аномалии соответствует кровле пласта, а максимум - подошве пласта. После прохождения пласта наблюдается резкое уменьшение газопоказаний, если забойное давление превышает пластовое. При превышении пластового давления над забойным величина газопоказаний после прохождения пласта будет возрастать и газовые анома­лии характеризуются обычно большой амплитудой и продолжитель­ностью. Поступление пластового газа как из разбуриваемого пласта, так и из ранее пройденных пластов может привести к значительным газопроявлениям. К признакам, свидетельствующим об увеличении газообогащения бурового раствора за счет поступления пластового газа, относятся следующие:

- большая длина газовой аномалии, обусловленная вскрытием пласта большой мощности;

- медленное уменьшение или увеличение газопоказаний после прохождения пласта за счет поступления газов из вскрытого пласта (мощ­ность пласта определяется по изменению V и данным анализа шла­ма);

- постепенное увеличение газопоказаний за счет поступления газа из вышележащих пластов.

При разбуривании зон с аномально-высоким поровым давлением наблюдается увеличение газопоказаний, обусловленное повышением пористос­ти глин и возрастанием, в связи с этим, объема газа, поступающего в буровой раствор. Аномалии данного типа характеризуются постепенным увеличением газопоказаний по мере вхождения в зону с аномаль­но-высоким поровым давлением и установившимися повышенными зна­чениями газопоказаний во время прохождения ее,

Повышение газопоказаний бурового раствора, обусловленное поступле­нием в буровой раствор газа свабирования, возникает при резком подъеме бурильного инструмента над забоем скважины при наращива­нии, спуско-подъемных операциях, шаблонировке ствола скважины и т.д. При подъеме инструмента величина давления на призабойнуго часть пласта уменьшается за счет эффекта свабирования (поршневания) и в зависимости от скорости подъема инструмента, его компо­новки и параметров промывочной жидкости может быть достаточна для создания депрессии и вызова притока из пласта, подвергающе­гося влиянию свабирвания. Газовые аномалии данного типа обычно характеризуются резким выплеском и быстрым затуханием газопоказаний. По­ступление газа в буровой раствор за счет эффекта свабирования может привести к значительному повышению газонасыщенности и даже к выбросу при наличии сальника на бурильном инструменте и резком подъеме инструмента.

Появление газовых аномалий за счет наличия в буровом раство­ре рециркуляционного гаэа бывает обусловлено плохой очисткой и дегазацией выходящего из скважины раствора, вследствие чего газ, не успевший выделиться в атмосферу, закачивается обратно в сква­жину. Появление аномалий данного типа наблюдается с отставанием на величину полного цикла промывки от момента регистрации преды­дущей газовой аномалии и отличается от нее более выположенной формой амплитуды и более "тяжелым" относительным составом газа.

Газовые аномалии могут быть связаны с поступлением в буровой раствор газа, обуслов­ленного добавками неф­тепродуктов и щелочных химреагентов. Добавки в буровой раствор неф­тепродуктов (особенно недегазированной нефти) значительно повышают общий газовый фон и часто ведут к полной потере полезной инфор­мации. Распознавание причины аномалии обыч­но не представляет затруднений, если осуществляется тщательный контроль за вводимыми в буровой раствор добавками.

При выявлении газовой аномалии, обусловленной поступлением в буровой раствор пластового газа, определяется характер насыще­ния пласта по изменению относительного состава газа и флюидных коэффициентов, для чего значения Соi и флюидных коэффициентов наносятся на палетки РАГ и ГФК. Палетки строятся для данного рай­она по результатам ГТИ и ИПТна ранее пробуренных скважинах иссле­дуемой площади или по соседний площадям района.

2.2.1.1. Поддержание работоспособности газоаналитического канала

Основным элементом газоаналитического канала является хроматограф (ХГ), в котором происходит деление газовоздушной смеси, подаваемой на вход, на отдельные компоненты. В итоге мы получаем количественные и качественные значения первых пяти компонентов УВ-газов, находящихся в газовоздушной смеси (метан,этан,пропан, бутан, пентан) и водорода.

Настройка и проверка работы хроматографа производится в соответствии документацией на него. Проверка работы хроматографа «Геопласт-04» производится следующим образом: проверка давлений, расходов и температуры нагрева колонок в соответствии с индивидуальной настройкой прибора, указанной в таблице на передней панели прибора; подача калибровочной смеси с записью разгонки в программе CHROMAT; проверка временных окон; проверка связи с принтером и вывод на печать результатов нескольких циклов;

Газовоздушная смесь поступает по газовоздушной линии (ГВЛ) с поплавкового (или другого типа) дегазатора, который находится в желобной системе буровой установки. Дегазатор устанавливается в желобе перед виброситами, если это возможно, и должен герметично плавать на поверхности БР после включения циркуляции, сохраняя полностью свой рабочий объем над раствором.

Место для установки дегазатора готовится заранее с тем условием,чтобы:

·      дегазатор герметично плавал на спокойном потоке, т.к. на бурном потоке он прыгает и подсасывает воздух, что приводит к понижению газопоказаний;

·      уровень потока под дегазатором был не менее 10-15см, т.к. при меньшем уровне под ним скапливается шлам и он как бы ложится на кучку шлама, раствор перестает проходить под дегазатором, что приводит к понижению газопоказаний.

Для выполнения этих условий в зависимости от конструкции системы очистки буровой может потребоваться: изменение угла наклона желоба, установка перегородки-заслонки (её можно сделать железную, можно собрать из досок) в конце желоба и т.д.

Дегазатор моется после каждого рейса. Высохший на дегозаторе буровой раствор утяжеляет его настолько, что он тонет при работе, что повышает вероятность засасывания раствора в ГВЛ и уменьшает рабочий объем дегозатора и обмен раствора под ним..

Наиболее лучший вариант когда дегазатор плавает сверху на растворе с постоянным минимальным уровнем погружения – в этом случае сохраняется постоянный рабочий объем и соответственно постоянный коэффициент дегазации.

Чтобы в ГВЛ из дегазатора не засасывался раствор, на конусе дегазатора или, через тройник, на выходе из него ставится барбатёр, который действует как перепускной клапан и поддерживает давление внутри дегазатора близкое к атмосферному. В барбатере в качестве затвора используется: летом – вода, зимой – легкое машинное масло.

Дальше линию ведут вверх (1-2м) и ставится влагоуловитель (холодильник), который задерживает влагу, несомую газовоздушной смесью из дегазатора. На входе в станцию ставится ротаметр по показаниям которого можно судить:

·      о подсосе воздуха в ГВЛ- в случае увеличения показаний ротаметра относительно нормального уровня;

·      о закупорке ГВЛ- в случае понижения.

Проверка герметичности ГВЛ проводится ежесуточно, а также в случае уменьшения газопоказаний.

2.2.1.2. Работа с раствором и нефтесодержащими добавками.

Отбор проб бурового раствора, для дегазации их на термовакуумном дегазаторе с последующим хроматографическим анализом выделившейся газовоздушной смеси, производится с периодичностью регламентируемой программой работ, а при отсутствие указаний в ней:

·      не менее 1 раза за смену (8 часов), но не реже 1 раза за долбление;

·      при очень низких показаниях с ГВЛ (для проверки работы системы дегазатор - ГВЛ-хроматограф);

·      при введении добавок в раствор;

·      при резком увеличении газопоказаний (не менее трёх проб за аномальный интервал).

Проба бурового раствора отбирается в специальный пробоотборник ёмкостью 250мл, который подсоединяется к ТВД в соответствии с инструкцией. После проведения дегазации, полученная газовоздушная смесь вводится шприцем в ХГ для проведения анализа. Дальнейшие действия в соответствии с инструкцией на ТВД.

При малом объеме выделившегося газа допустимо разбавление воздухом до 100 см3 (обязательно с записью первоначального Vг).

При вводе нефти и нефтесодержащих добавок в БР необходимо провести на ХГ разгонку вводимого в БР продукта для определения его качественного состава. Это делается с целью сравнения качественного состава вводимого нефтепродукта с составом флюида, поступающего из пласта в случае близкого по времени к вводу нефтепродукта вскрытия коллектора, т.е., исключив влияние на БР нефтепродукта, можно решать задачу по определению характера насыщения вскрытого пласта. Для определения качественного состава нефтепродукта производятся следующие действия:

200-300мл нефтепродукта набирают в 0,5л бутылку, в которую герметично вставляют 7-10см отрезок вакуумного шланга, закупоренный с другой стороны.

Бутылку ставят в ёмкость с водой нагретой до 30-50°С,

После прогрева нефтепродукта, шприцем через резиновый шланг отбирают выделившийся из нефти газ. Газ разбавляют до такой степени, чтобы получить качественную разгонку, не загрязнив в то же время ХГ.

Полученную газовоздушную смесь вводят в ХГ. Результаты (в случае необходимости повторённые и осреднённые) заносятся в геологический журнал и в коментарии store. dep. под записью о вводе нефти.

2.2.2. Фильтрационный каротаж (расходометрия).

Проводится с целью выявления в процессе бурения проницаемых интервалов, выделения коллекторов и предупреждения осложнений, связанных с поглощениями и проявлениями. Физическая сущность метода состоит в том, что при вскрытии проницаемого пласта ввиду разности забойного и пластового давлений происходит фильтрация бурового раствора в пласт или поступление в скважину пластового флюида, вследствие чего изменяется объем циркулирующей промывочной жидкости и расход ее на выходе из скважины.

Для проведения расходометрии измеряется и сравнивается количество бурового раствора, нагнетаемого в скважину Q_вх. и выходящего из скважины Q_вых., или измеряется объем бурового раствора в приемных емкостях.

·      При первом способе в процессе бурения непрерывно регистрируется расход бурового раствора на входе и выходе из скважины с помощью расходомеров и определяется дифференциальный расход по формуле ΔQ = Q_вых-Q_вх. Дифференциальный расход характеризует дебит притока пластового флюида в скважину (при Q_вых >Q_вх ) или поглощения промывочной жидкости (при Q_вых < Q_вх). При бурении в интервале непроницаемых пород Q_вых. = Q_вх., тогда ΔQ = 0. При вскрытии коллектора с пластовым давлением меньше забойного происходит фильтрация бурового раствора в пласт, вследствие чего Q_вых< Q_вх. По мере увеличения мощности вскрываемого коллектора дебит поглощения будет возрастать и достигнет максимума при вскрытии подошвы пласта, после чего начнет уменьшаться за счет образования на стенках скважины глинистой корки. При вскрытии коллектора, пластовое давление которого больше забойного, из коллектора будет поступать пластовая жидкость, вследствие чего Qвых > Qвх. По мере увеличения мощности вскрываемого коллектора дебит притока будет возрастать и достигнет максимума в момент вскрытия подошвы пласта, после чего останется постоянным до тех пор, пока величина депрессии не изменится.

·      При втором способе непрерывно регистрируется объем промывочной жидкости в приемных емкостях V. О наличии поглощения или притока судят по изменению объема промывочной жидкости. При разбуривании непроницаемых пород, если не происходит долива или слива бурового раствора, объем его в приемных емкостях будет изменяться незначительно. Возможны небольшие потери раствора в скважине за счет проникновения его фильтрата через глинистую корку и стенку скважины. Эта величина зависит от водоотдачи раствора и почти не меняется за время бурения интервала с одинаковыми геологическими характеристиками. В процессе бурения будет наблюдаться постепенное уменьшение объема бурового раствора в приемных емкостях в связи с углублением скважины и очисткой раствора от выбуренной породы.

Для обнаружения зон поглощения или притока пластового флюида в скважину необходимо, чтобы интенсивность этого поглощения или притока ΔQ_ин была больше суммы величин фоновых потерь раствора и погрешности измерителя уровня или объема:

DQ_ин = V₂-V₁/ Dt - D V _фон/Dt

где V₁ , V₂ - объем раствора в емкостях за время соответственно t и t + Δt ;

DV _фон - фоновое изменение объема за время Dt..

Вскрытие проницаемых пластов регистрируется на кривой уровня или объема аномалиями, начало которых соответствует кровле, а максимальное значение DQ_ин - подошве пласта. При комплексировании обоих вышеописанных способов проводится измерение расхода и объема (уровня) бурового раствора и непрерывная регистрация расхода или потока на выходе из скважины и уровня или объема раствора в приемных емкостях. Зоны поглощения промывочной жидкости или притока пластового флюида выделяются по изменению Q_вых. и V: при поглощении промывочной жидкости будет наблюдаться уменьшение этих величин, а при поступлении в скважину пластового флюида-увеличение. Интенсивность поглощения или притока будет характеризоваться величиной аномалии на кривых Q_вых. и V.

Интенсивность поглощения или проявления рассчитывается на аномальных участках по изменению во времени дифференциального расхода или объема бурового раствора в приемных емкостях и представляет собой скорость поглощения бурового раствора или проявления пластового флюида.

Интенсивность поглощения зависит главным образом от величины репрессии на пласт, свойств пластового флюида и типа коллектора.

При вскрытии водоносного пласта, в связи со слабой сжимаемостью водных растворов, обычно поглощение бурового раствора не наблюдается. Приток в скважину происходит при P_пл >P_гс и отмечается на кривых Q_вых и V. Через полуцикл промывки наблюдается резкое уменьшение ρ_с.вых и часто увеличение Г_сум.

Вскрытие нефтенасыщенного пласта при Р_гс>Р_пл сопровождается обычно поглощением бурового раствора. Интенсивность поглощения зависит от перепада давления в системе "скважина - пласт", газового фактора и ее свойств. При Р_гс< Р_пл наблюдается приток пластового флюида в скважину, который отмечается на кривых Q_вых и V, а спустя полуцикл промывки - на кривых Г_сум.и ρ_с.вых.

Вскрытие газоносного пласта при Р_гс>Р_пл сопровождается поглощением бурового раствора, причем интенсивность поглощения может быть очень высокой, если пласт вскрывается со значительным превышением забойного давления над пластовым. При Р_гс< Р_пл наблюдается интенсивный приток газа в скважину, особенно при СПО и наращивании. Его проявление по данным расходометрии часто нельзя обнаружить сразу в связи с высокой сжимаемостью газа. Через полуцикл промывки приток четко фиксируется на кривых Q_вых., V, Г_сум.и ρ_с.вых. и Т.

По длительности и интенсивности поглощения, учитывая литологические особенности изучаемого разреза, можно судить о типе вскрытого коллектора. Для карбонатных коллекторов обычно характерны аномалии поглощения, характеризующиеся большой амплитудой и длительностью. Гранулярные коллекторы характеризуются быстрым уменьшением интенсивности фильтрации после их прохождения, вследствие глинизации поровых каналов.

Ограничения в применении метода связаны со сложностью учета потерь раствора в циркуляционной системе на поверхности (утечки в желобной системе, потери на вибросите и т.д.).

Кривые изменения расхода (потока) и объема бурового раствора заносятся на сводную диаграмму геологических исследований. При поглощении или проявлении оператор станции ГТИ должен немедленно поставить в известность об этом буровую бригаду.

2.2.3. Дополнительные методы. Свабирование

Используется с целью оперативного выделения проницаемых пластов-коллекторов и оценки характера их насыщения. Физическая сущность его заключается в создании депрессии на призабойную часть скважины, изменении дифференциального давления в системе "скважина - пласт", вызова притока из проницаемого интервала и последующего изучения физико-химических свойств поступившего в скважину пластового флюида. Создание депрессии на пласт достигается путем резкого подъема бурильной колонны на длину ведущей штанги.

Испытание свабированием проводится по рекомендации геолога станции ГТИ при признаках прохождения перспективного нефтегазоносного интервала: повышении механической скорости проходки (более чем в 2 раза) и суммарных газопоказаний (более чем в 1,5 раза), наличии в шламе или керне примазок битумоидов, запаха нефти, бензина, высокой люминесценции шлама или керна (>3 баллов), поглощении промывочной жидкости.

Испытание свабированием производится в следующей последовательности:

- после выдачи рекомендации на проведение испытания свабированием, согласования его с буровой бригадой и дежурным геологом УРБ бурение прекращается;

- бурильный инструмент приподнимается над забоем на 0,5 м, измеряется объем раствора в приемной емкости V₁ и циркуляция прекращается;

- бурильный инструмент резко поднимается с заранее рассчитанной скоростью подъема над забоем на длину ведущей штанги (12-14 м) и медленно со скоростью 0,1 м/с опускается до забоя. Указанная операция повторяется 2-3 раза;

- после каждого подъема-спуска измеряется изменение объема промывочной жидкости в приемной емкости (DV₁ , DV₂ и т.д.);

- включается циркуляция, измеряется объем промывочной жидкости в приемной емкости V₂ и проводится непрерывная регистрация суммарных газопоказаний Г_сум и раздельный анализ газовоздушной смеси. При повышении значений Г_сум более чем на 1/3 от фоновых отбирается 2-3 пробы промывочной жидкости для проведения термовакуумной дегазации;

- после выхода забойной порции промывочной жидкости, если отсутствуют признаки прохождения коллектора, бурение продолжается, а при признаках наличия коллектора выдается рекомендация на бурение с отбором керна.

При проведении испытания свабированием оператор станции ГТИ постоянно информирует дежурного геолога и бурового мастера об изменениях объема промывочной жидкости в приемной емкости, суммарных газопоказаний и составе газа. Для создания депрессии на пласт при проведении свабирования должно выполняться условие

Р_пл>Р_гс-DР_св (1) , где DР_св - перепад давления за счет эффекта свабирования.

В процессе бурения поисковых и разведочных скважин определение DР_св. должно производиться при каждом наращивании. При этом измеряются и рассчитываются следующие данные: скорость подъема бурильных труб, изменение объема бурового раствора в приемных емкостях до и после наращивания, газосодержание, состав УВГ и удельное электрическое сопротивление бурового раствора после включения циркуляции.

Признаки вскрытия нефтенасыщенного пласта следующие: увеличение объема бурового раствора в приемной емкости сразу же после свабирования, возрастание Г_сум и ρ_с.вых. через полуцикл промывки, соответствие компонентного состава газа нефтяной залежи.

Признаками, свидетельствующими о вскрытии газоносного пласта, являются увеличение расхода бурового раствора на выхода из скважины Q_вых возрастание Г_сум и ρ_с.вых. через полуцикл промывки, причем увеличение Q_вых будет наблюдаться несколько раньше, чем Г_сум и ρ_с.вых. Аномалия на кривых Q_вых и Г_сум будут тем больше, чем больше газа поступит в скважину при свабировании. Дополнительный признак вскрытия газоносного пласта - это соответствие компонентного состава газа ожидаемому для газовых залежей данной площади.

Если при свабировании наблюдалось увеличение объема бурового раствора в приемной емкости, а после полуцикла промывки незначительное возрастание Г_сум и снижение ρ_с.вых., то это признаки вскрытия водоносного пласта.

При интерпретации первичных материалов необходимо учитывать, что даже при соблюдении неравенства (1) свабирование может не дать положительных результатов. Это может быть обусловлено рядом причин: типом пластового флюида (вязкая нефть), характеристикой коллектора (низкие коллекторские свойства), наличием глубокой зоны проникновения фильтрата в пласт и т.д.

Во избежание закупорки призабойной части пласта свабирование следует проводить сразу же после появления признаков вскрытия коллектора. В перспективных участках разреза, когда признаки наличия коллектора проявляются очень слабо, свабирование можно проводить перед наращиванием бурильного инструмента.

Результаты свабирования немедленно доводятся до сведения буровой бригады и геологической службы УРБ при признаках, подтверждающих наличие нефтегазонасыщенного коллектора, выдается рекомендация на проведение ИПТ.

2.3. Выделение коллекторов и оценка их свойств.

Выявление и оценка продуктивных пластов

Выявление продуктивных пластов в разрезе производится на основе комплексного использования и оперативной интерпретации геолого-геохимической, технологической, геофизической и гидродинамической информации и включает следующие основные этапы:

1) прогнозирование вскрытия кровли коллектора;

2) определение момента вскрытия кровли коллектора;

3) остановку бурения и промывку скважины до выхода забоинах порций бурового раствора и шлама;

4) анализ проб бурового раствора и шлама, при необходимости дополнительные исследования шлама и свабирование;

5) вскрытие пласта с отбором и анализом керна;

6) проведение и оперативная интерпретация ГИС и ИПТ;

7) анализ пластового флюида;

8) комплексное предварительное заключение о промышленной ценности коллектора.

Схема и последовательность операций проведения комплексных исследований (ГТИ, ГИС, ИПТ) по выявлению в разрезе продуктивных пластов показаны на рис. I.

2.3.1. Прогнозирование вскрытия кровли коллектора

На основе непрерывного литолого-стратиграфичеокого расчленения разреза и его сопоставления с ГТН и эталонно-прогнозной моделью контролируется приближение забоя скважины к известному или предполагаемому продуктивному комплексу. Повышенное внимание уделяется данным газового каротажа. Прогнозирование вскрытия продуктивного коллектора основано на представлении о диффузии углеводородов из залежи в покрывающие породы. Установлено, что легкие углеводороды могут распространяться от продуктивного пласта на значительные по вертикали расстояния вплоть до поверхностных отложений. Тяжелые углеводороды в заметных концентрациях могут скапливаться в непосредственно перекрывающих породах. Так, покрывающие залежь глины, обладая хорошими адсорбционными свойствами, способны накапливать значительные концентрации тяжелых углеводородов.

Признаками подхода к нефтегазоносному коллектору по анализу проб бурового раствора и шлама являются:

- аномальное увеличение газосодержания бурового раствора и газонасыщенности шлама по отношению к фоновым значениям;

- изменение значений флюидных коэффициентов CH₄/C₂H₆, C₂H₆/C₃H₈ и т.д.

- уменьшение значения флюидного коэффициента СН₄/ΣТУ(тяжелых углеводородов). Параллельно с ростом концентрации углеводородов при подходе к продуктивным коллекторам происходит изменение (по сравнению с фоновым) их состава: при подходе к нефтяному пласту в смеси возрастает роль метана или тяжелых углеводородов, при подходе к газовому - возрастает роль метана. Значение флюидных коэффициентов изменяется в сторону как увеличения, так и уменьшения. Для конкретных районов величины флюидных коэффициентов определяются опытным путем.

Прогнозирование подхода к предполагаемым продуктивным комплексам может выполняться также на основе последовательной переинтерпретации данных детальной сейсморазведки по методике прогнозирования геологического разреза (ПГР). Коррекция и уточнение данных ПГР осуществляются на основе использования полученных по ГТИ отметок фактической глубины маркирующих горизонтов и последующей переинтерпретации на ЭВМ сейсмических данных.

2.3.2. Определение момента вскрытия кровли коллектора.

Наиболее информативными параметрами при этом являются механическая скорость проходки, расход и объем бурового раствора, газонасыщенность бурового раствора углеводородными газами, компонентный состав углеводородных газов, люминесценция и пористость шлама и керна.

При входе в покрышку (чаще всего в глину), непосредственно перекрывающую предполагаемый коллектор, с учетом данных по ГТН и эталонно-прогнозной модели ориентировочно определяется момент вскрытия коллектора по формуле

t_вскр = m_n/v, где m_n - мощность покрывающей коллектор "пачки" горных пород, м.

Особое внимание должно уделяться контролю за изменением параметров v, Q и V , которые дают практически мгновенную (без задержки во времени) информацию о коллекторских свойствах пород. При вскрытии коллектора происходит резкое изменение механической скорости бурения (обычно в сторону увеличения) и наблюдается поглощение бурового раствора или приток в скважину пластового флюида(смотри фильтрационный каротаж).

Песчано-глинистые коллекторы, залегающие на относительно небольшой глубине (до 2,5-3 км), практически всегда уверенно выделяются по кривой v. Для них характерны незначительные поглощения бурового раствора с быстрым снижением интенсивности поглощения.При вскрытии коллектора очень часто наблюдается снижение давления в нагнетательной линии.

Аналогичная картина наблюдается в карбонатных коллекторах порового типа. Вскрытие кавернозных, порово-каверно-трещинных коллекторов часто сопровождается провалами бурового инструмента, ростом скорости проходки (в 2-4 и более раз), значительным поглощением промывочной жидкости с его медленным затуханием. В коллекторах порово-трещинного и трещинно-порового типов скорость проходки возрастает обычно в 1,5-2 раза по отношению к покрывающим породам, а характер поглощения промывочной жидкости в значительной степени определяется интенсивностью трещиноватости и раскрытостью трещин. При значительной трещиноватости спад интенсивности поглощения промывочной жидкости происходит медленно, при микротрещиноватости процесс поглощения быстрозатухающий.

Таким образом, увеличение механической скорости бурения v (в 1,5 и более раза) и уменьшение или увеличение Q и V являются первым сигналом о возможном вскрытии коллектора. В связи с тем, что на изменение v, Q и V влияет большое число других факторов (режим бурения и промывки, добавки химреагентов в буровой раствор, утечки раствора в желобной системе и др.), при оперативной интерпретации данных механического каротажа и расходометрии их необходимо учитывать.

Глубоко залегающие терригенные и карбонатные коллекторы по механическому каротажу выделяются не всегда, так как для них характерны низкие значения пористости. Применение расходометрии как наиболее информативного метода для определения момента вскрытия глубокозалегающих коллекторов сложного строения обусловлено характером фильтрации бурового раствора при вскрытии коллекторов тре-щинного или трещинно-кавернового типа и вскрытием глубоко залегающих отложений с большими репрессиями на пласт. При вскрытии коллекторов наблюдается поглощение раствора с интенсивностью, сравнительно медленно убывающей во времени. Практическая несжимаемость бурового раствора позволяет по времени начала поглощения уверенно определять глубину вскрытия кровли коллектора. По кривой изменения давления бурового раствора на входе в скважину в условиях глубокого бурения определение момента вскрытия коллектора затруднено вследствие высокого уровня помех, обусловленных целым рядом причин (изменением физико-химических свойств бурового раствора, изменением гидравлического сопротивления в затрубном пространстве в результате обвалов, сальникообразования и т.д.).

Повышение газопоказаний, соответствующее с учетом времени отставания моменту вскрытия коллектора, является дополнительным важным признаком. Следует также наблюдать за поверхностью бурового раствора в желобной системе и приемных емкостях (появление радужных пятен, характерный запах и др.).

Изучение шлама существенно повышает достоверность предшествующих выводов. Решающее значение имеют данные ЛБА, оценки пористости, плотности и литологии пород, получаемые в результате выполнения обязательных исследований. В сложных случаях достоверность выделения коллекторов может быть повышена за счет проведения исследований дополнительными методами: газометрией шлама, ОВП-пород, ЯМР-анализами, ИК-спектрометрией, фотокалориметрией и др. Диагностические признаки выделения коллекторов по комплексу обязательных методов ГТИ приведены в табл. 22.

Пример определения момента вскрытия кровли коллекторов по изменению механической скорости проходки, потока, объема и температуры бурового раствора при бурении терригенных отложений верхнего и среднего девона приведен на рис. 48. При вскрытии глинисто-алевритовой толщи (3604-3607 м) пашийского горизонта произошло увеличение механической скорости с 1,8 до 4,8 м/ч при нагрузке на долото 18-20 тс. Объем бурового раствора в приемных емкостях при бурении в интервале 3602-3607 м уменьшился с 162 до 150 м³. Резкое изменение параметров v и V послужило сигналом о возможном вскрытии коллектора. Оператором была выдана рекомендация на остановку бурения и промывку. В связи с тем, что нефть в качестве добавки была закачана в буровой раствор, газовый каротаж оказался малоинформативным. Однако дополнительная информация по шламу и изменению температуры позволила сделать вывод о наличии коллектора. После отбора и анализа керна коллектор был оценен как водонасыщенный, что было впоследствии подтверждено результатами ГИС.

Рис. 48. Пример определения момента вскрытия коллекторов по данным ГТИ в скв. 100 Возейской площади (Коми АССР).

Ниже по разрезу (3633,5 м) при вскрытии песчаников старооскольского горизонта механическая скорость проходки возросла с 1,8 до 3,6 м/ч. Одновременно было зарегистрировано интенсивное поглощение бурового раствора, что указывало на вхождение в коллектор. Оператором была выдана рекомендация на отбор керна.

Вывод по анализу керна: вскрыт пласт нефтенасыщенного песчаника с высокими коллекторскими свойствами, что впоследствии было подтверждено данными ГИС.

2.3.3. Решения, принимаемые при входе в коллектор.

При вскрытии коллектора оператор должен действовать оперативно, так как всякое промедление приводит к увеличению зоны проникновения в пласте и его кольматации. Возможны следующие решения:

- остановка бурения и промывка скважины до выхода забойных порций бурового раствора и шлама;

- свабирование;

- бурение с отбором керна;

- продолжение бурения.

Если по результатам механического и фильтрационного каротажа коллектор характеризуется как вероятный или возможный (см. табл.22), бурение прекращается без остановки циркуляции. После выхода забойных порций бурового раствора и шлама проводится их анализ и при наличии признаков коллектора или неоднозначном заключении - свабирование. Если по результатам механического каротажа и расходометрии коллектор характеризуется однозначно, то проводится испытание свабированием (при соблюдении условий, изложенных в подразделе 3.2.1.). В случае катастрофического или значительных поглощений (>2 м³/ч) или признаках поступления пластового флюида в скважину (увеличение V ) необходимо срочно информировать об этом буровую бригаду для своевременного принятия решений по ликвидации поглощения или проявления. При незначительных поглощениях (до 2 м³/ч) следует свабирование провести как можно скорее (до промывки скважины) во избежание закупорки призабойной зоны.

Решение провести бурение с отбором керна принимается, если, во-первых, по комплексу методов ГТИ можно сделать вывод о наличии коллектора; во-вторых, по комплексу методов ГТИ нельзя сделать однозначный вывод о наличии коллектора, но по ГТН и другой априорной информации в разрезе на данной глубине должен быть коллектор.

После отбора керна проводится его анализ методами обязательного, а при необходимости, и дополнительного комплексов и в зависимости от полученных результатов и технического состояния ствола скважины принимают решение провести ГИС и ИПТ или же сразу ИПТ. ИПТ может проводиться без предварительных геофизических исследований при явных признаках коллектора и устойчивых стенках скважины.

Решение о продолжении бурения принимается, если по результатам исследований бурового раствора, шлама, керна и по регистрируемым параметрам бурения можно сделать однозначный вывод об отсутствии коллектора. При выдаче рекомендаций на промывку скважины, свабирование, отбор керна, проведение ГИС и ИПТ, продолжение бурения без отбора керна оператор должен дать обоснование выдаваемой рекомендации.

При высокой скорости (>10 м/ч) бурения, когда на принятие решения времени часто недостаточно, можно воспользоваться таблицей, по которой решение в каждом конкретном случае принимается на основе полученной суммы баллов (табл. 23). Изменение пяти основных параметров обязательного комплекса зашифровано цифрами от 0 до 3 в зависимости от степени увеличения (уменьшения) их величины.

Диагностика наличия коллектора в разрезе

по данным ГТИ с использованием интерпретационного кода

Таблица 23

Примечание.

Сумма баллов Перспективность объекта

0-3 - объект неперспективный,коллектор отсутствует

4-6             - по имеющейся информации нельзя дать ответ о наличии коллектора. Необходимо провести испытание свабированием и дополнительный комплекс исследований.

7-10         - вероятный коллектор. Провести испытание свабированием.

10-14        - коллектор.

13-15        - коллектор с высокими емкостными свойствами.

2.3.4. Оценка продуктивности коллектора по данным ГТИ

Критериями наличия нефтегазонасыщенных пластов в разрезе по результатам исследования методами обязательного комплекса ГТИ являются:

- аномальное увеличение газонасыщвнности бурового раствора и Г_х.пр. (в 2 и более раза больше фоновых значений) по газовому каротажу;

- превышение F_г граничных значений для данного района;

- относительный состав газа, идентичный составу газа для продуктивных пластов исследуемой площади;

- увеличение нефтебитумосодеркания до 3 баллов;

- пористость средняя или высокая.

Необходимо учитывать, что аномальное увеличение Г_х.пр. и F_г и изменение относительного состава газа могут быть обусловлены послевлиянием ранее пройденных пластов и битуминозностью проходимых пород. Учет влияния указанных помех осуществляется следующими способами:

- аномалии, связанные с послевлиянием, исключаются путем проведения газового каротажа после бурения или газометрии шлама;

- аномалии, связанные с битуминозностью, исключаются по результатам ЛБА и путем использования априорной геологической информации.

При оценке продуктивности коллектора желательно использовать все имепциеся в наличии методы дополнительного комплекса и в первую очередь ЯМР-анализ горных пород, газометрию шлама, фотокалориметрию, ОВП-пород. Критериями наличия нефтегазонасыщенных пластов по методам дополнительного комплекса являются:

- пористость более 5%;

- аномальное увеличение (в 2 и более раза больше фоновых значений) газонасыщвнности шлама (керна);

- относительный состав газа открытых пор шлама (керна), характерный для продуктивных пластов исследуемой площади;

- превышение процентного содержания битумоида С_σ в шламе (керне) граничных значений С_σ для продуктивных пластов исследуемой площади;

- резкое уменьшение конечных значений Eh и ∆Еh . Характер насыщения пластов оценивается по следующим критериям:

- остаточное газосодержание пласта F_г;

- сумма тяжелых углеводородов ΣТУ;

- компонентный состав газа;

- флюидные коэффициентыСН₄/ ΣТУ; C₄H /C₂H₆, C₄H /C₂H₆ и т.д.;

- люминесценция шлама (керна);

- тип и количество битумоидов в породе;

- пористость пород;

- газонасыщенность шлама (керна) q_ш;

- относительный состав газа открытых пор шлама (керна);

- изменение значений окислительно-восстановительного потенциала Eh .

Пласт относится к нефтеносному, в этом случае

- F_г > F_г.гр., (где F_г.гр - граничные значения величины остаточного газосодержания для района исследований);

- ΣТУ >10%;

- величина флюидных коэффициентов характерна для нефтеносных пластов района исследований;

- люминесценция шлама (керна) более 3 баллов;

- тип битумоида относится к ЛБ, МБ, МСБ, СБ;

- пористость пород более 5%;

- q_ш > q_ш.гр. (где q_ш.гр.-граничное значение газонасыщенности для продуктивных пластов района исследований);

- компонентный состав газа близок к составу эталонного газа;

- величина Eh_кон. резко уменьшается.

Если по данным геолого-технологических исследований коллектор характеризуется как перспективный на нефть и газ оператор выдает рекомендацию на проведение геофизических исследований или испытание. При выдаче рекомендации указывается интервал перспективного объекта, дитологический состав пород и их стратиграфическая принадлежность, характеристика коллектора, указываются признаки и показатели, характеризующие наличие нефти и газа в коллекторе, дается информация об ожидаемом пластовом давлении.

2.3.5. Интерпретация геофизических исследований

Выявление и оценка продуктивных пластов в разрезе по данным ТОО включает выполнение следующих этапов: выделение коллекторов, оценку их типа и емкостных свойств; определение нефтегазоносности выделенных коллекторов; подготовку рекомендаций об испытании объектов.

Решение перечисленных задач осуществляется на основе опера­тивной интерпретации непосредственно на скважине результатов де­тальных исследований перспективных интервалов обязательным комп­лексом ГИС. Результаты интерпретации на скважине носят предвари­тельный оценочный характер. Их целью является уточнение местопо­ложения в разрезе продуктивных пластов, выявленных по данным ГТИ, оценка характера насыщения коллекторов, имеющих неоднозначную или отрицательную по ГТИ характеристику, и подготовка на этой основе рекомендаций по испытанию пластов с указанием интервала и режима исследований. Детальная количественная интерпретация с выдачей окончательного заключения выполняется в стационарных условиях геофизического предприятия интерпретационной партией.

2.4. Оценка характера насыщения перспективных участков разреза.

В настоящее время при газокаротажных исследованиях скважин иногда производится определение фактической газонасыщенности бурового раствора и углеводородного состава газа анализируемых газовоздуш­ных смесей. В некоторых районах пока ограничиваются измерением только относительного газосодержания бурового раствора с помощью желобных дегазаторов различных типов, В связи с этим применимы три метода интерпретации для оценки характера насыщения коллекторов-данных глубокой и частичной дегазации про­мывочной жидкости, а также исследования проб шлама. Наилучшие же результаты дает комплексная интерпретация по всем этим методам.

2.4.1. Интерпретация газокаротажных диаграмм по материалам глубокой (термовакуумной) дегазации и раздельного анализа газа.

Определение остаточной нефтегазонасыщенности горных пород и отличие водонос­ных коллекторов от продуктивных. Как следует из изложенного, реше­ние основной задачи газового каротажа - выделение продуктивных и во­доносных горизонтов - может быть достигнуто путем определения оста­точной нефтегазонасыщенности проходимых долотом горных пород.

Остаточную нефтегазонасыщенность разбуриваемых коллекторов можно выразить через параметры, определяемые с помощью газового каротажа. Количество газа Q_ф, приходящегося на 1 л глинистого раст­вора при проходке того или иного горизонта, должно быть равно

Q_ф =k(m / Q_н t)

где т- количество газа в пласте, см³, приходящееся на единицу объема выбуренной породы; Q_н—производительность буровых насосов, л/мин; t- время бурения 1 м породы, мин; k - поправочный коэффициент на сжатие газов при изменении температуры и давления. Из приведенной формулы следует, что

m = Q_ф Q_н t/k

Произведение, стоящее в числителе, выражает общее количество газа, выделившееся из единицы объема выбуренной породы за опреде­ленный интервал проходки (1 м). С помощью коэффициента замеренный на поверхности объем газа приводится к пластовым условиям, т.е. температуре и давлению в пласте. Отношение приведенного объема газа Vпр к объему выбуренной породы V дает представление о газонасыщен­ности коллектора, %

N = 100Vпp/Vи

Реальные газы не вполне подчиняются уравнению Клапейрона и тре­буют, в частности, введения поправки на сжимаемость Z:

Z =Vр/Vи,

где Vp-объем 1 кг реального газа при данной температуре и давлении;

Vи - объем 1 кг идеального газа при тех же условиях.

Используя основное уравнение состояния идеального газа pV = NR^`T

и вно­ся поправку на сжимаемость Z, объем замеренного на поверхности газа приводят к пластовым условиям.

Пример. При газовом каротаже скважины из глинистого раствора при проходке 1 м разреза был выделен 1 м³ углеводородного газа плотностью (относительной ) 0,6. Давление в пласте, из которого поступал газ, равно 9,8 МПа, температура 30 °С (303 К). Чтобы определить какой объем займет в указанных пластовых условиях выделенный из бурового раствора на поверхности газ, вос­пользуемся развернутой формулой уравнения идеального газа

где Vпp - объем газа при заданных условиях; Vо- объем газа при стандартных условиях (атмосферном далении и температуре 20 °С); Z - коэффициент сжимаемости газа; p - заданное давление; T-заданная абсо­лютная температура.

В приведенной формуле неизвестной величиной является только коэффициент сжимаемости газа. По графикам на рис. 16 определяем, что при плотности газа 0,6 псевдокритическое давление равно 4,6 МПа, а псевдокритическая температура 200° С. Отсюда приведенные темпера­тура и давление соответственно равны:

Тпр = 303/200 = 1,51; рпр= 9,8/4,6 = 2,13.

На рис. 15 точке р = 2,13 на кривой Тпр =1,51 соответствует орди­ната 0,82, т. е. Z = 0,82. По формуле (23) находим Vпр = 1* 0,82*303/273*(1/9,8*10)=0,009 м³, т. е замеренный на поверхности 1 м³ газа в пластовых условиях займет объем 0,009 м³, или 9000 см³.

При газовом каротаже всегда известно, из какого объема выбуренной породы выделилось то или иное количество газа на поверхности (количество газа определяется через фактическую газонасыщенность про­мывочной жидкости за интервал проходки).

. Поэтому, вычислив отношение приведенного к пластовым условиям 1 объема газа к объему выбуренной породы, можно судить о газонасыщенности горных пород. Остаточная газонасыщенность пород Nг выра­жается через параметры, определяемые с помощью газового каротажа:

Nг=400Vпр / πD_д² H (24)

где Vnp- объем газа, приведенного к пластовым условиям, см³; Dд-диа­метр долота, которым разбуривали пласт, см; H-высота выбуренного интервала, см.

Подставляя в формулу (24) Vпр получим

Nг=1,46VоZT / πD_д² Hp10 (25)

Для определения остаточной нефтегазонасыщенности горных пород необходимо учитывать объем, занятый в породе нефтью. Количество нефти в пласте находят через объем газа Vo, замеренный на поверхности (за интервал проходки), отнесенный к величине газового фактора (рис. 17) свойственного тому или иному месторождению.

Приведем пример определения объема нефти по замеренной на поверхности величине Vo. Допустим, что при проведении газового каротажа из бурового раствора за 1 м проходки на поверхности было выделено 0,2 м³ газа. Состав газа указывал на нефтенасыщенность проходимого горизонта. Известно, что газовый фактор нефтяных месторождений, приуроченных к изучаемым отложениям, составляет 80 м³/м³. Если из 1 м³ нефти на поверхности выделяются 80 м³ газа, то 0,2 м³ газа, замеренного при газовом каротаже, должно соответственно выделиться из 0,2/80 = 0,0025 м³ нефти.

Остаточная нефтегазонасыщенность определяется объемом нефти, приведенным к пластовым условиям. Для этого необходимо знать объемный коэффициент нефти b. Этот коэффициент рассчитывают по данным плотности нефти и газа на поверхности и величине газового фактора. Приведем пример расчета объема нефти в пластовых условиях, исходя из следующих данных:

газовый фактор 118 м³/м³, плотность газа 1,031, плотность нефти 0,86, пластовое давление 12,7 МПа, пластовая температура 42 °С. По графику на рис. 18 находим, что газ плотностью 1,031 при растворении в нефти плотностью 0,86 будет иметь кажущуюся плотность в жидкой фазе, равную 0,485 кг/л. Масса газа, растворенного в 1 м³ нефти, будет равна 118 *1,031*1,22 = 148 кг (1,22-плотность воздуха при нормальных давлении и температуре). Объем газа в жидкой фазе составит 148/0,485 = 305 л. Общий объем нефти и газа будет равен 1000 + 305 = 1305 л, а их масса составит 860 + 148 == 1008 кг. Тогда плотность пластовой нефти будет 1008/1305 = 0,772.

В полученное значение плотности пластовой нефти необходимо ввести поправки на сжимаемость и тепловое расширение нефти. По графику на рис. 19 находим, что при давлении 12,7 МПа и плотности пластовой нефти 0,772 поправка составляет 0,009, откуда плотность нефти 0,772 + 0,009 = 0,781. По графику на рис. 20 находим для плотности нефти 0,781 температур­ную поправку при 42 °С, равную 0,02. Следова­тельно, окончательная плотность пластовой нефти будет 0,781-0,02 = 0,761, а объем 1008 / 0,761 = 1325 л. Отсюда коэффициент увеличения объема нефти будет равен 1,325.

Таким образом, по замеренной на поверхности величине Vо объем нефти в пластовых условиях можно определить по формуле

V=(Vо/G)b, (²⁶)

где G- газовый фактор нефти; b-объемный коэффициент нефти.

При отнесении приведенного к пластовым условиям объема нефти к объему выбуренной породы получим нефтегазонасыщенность

Nн=b400Vo/πD_д² GH

Используя описанную методику расчета нефтегазонасыщенности проходимых долотом горных пород, приведем пример интерпретации газокаротажных данных. Допустим, при проведении газового каротажа в скважине за 1 м проходки с долотом диаметром Dд = 247,7 мм из промывочной жидкости был извлечен 1 м³ горючего газа (исключая фон). Глубина газопроявления соответствовала 1000 м, состав газа указывал на газонасыщенность проходимого горизонта.

Вспомогательные параметры: плотность газа 0,6; пластовое давление на заданной глубине 9,8 МПа*; температура на глубине 1000м (при которой, следовательно, находился газ в пласте 30 °С.

Величину остаточной газонасыщенности выбуренной породы опре­делим по формуле (25).

По палетке Броуна (рис. 15) находим, что при заданных условиях Z = 0,83 и, следовательно,

1,46*10³*0,83*303 / 3,14 • 24,73 • 100 • 9,8 • 10=20 , (28)

т. е. 20% объема выбуренной породы занимает горючий газ.

Приведенный фактический материал и теоретические расчеты свиде­тельствуют о принципиальной возможности определения по данным газового каротажа остаточной нефтегазонасыщенности горных пород.

2.4.2. Определение типа углеводородных залежей.

Основным критерием при определении типа залежи может служить качественный состав анализи­руемых при газовом каротаже газовоздушных смесей. Следует отме­тить, что в момент проходки газонасыщенных пластов извлеченный из глинистого раствора газ будет состоять преимущественно из метана, при каротаже горизонтов, содержащих нефть, в составе газа должна возрастать роль более тяжелых углеводородов.

С целью детального изучения этого вопроса было произведено обобщение имеющихся данных по углеводородному составу газа многих месторождений нефти и газа. Полученные результаты представлены в таблице.

Из приведенных данных следует, что как в нефтяных, так и в газовых месторождениях компонентный состав газов характери­зуется наличием всей гаммы углеводородных газов от метана до гексана включительно. Количественное соотношение отдельных компонентов различно и изменяется в зависимости от типа залежи.

На рис. 21 можно видеть, что несмотря на значительные различия компонентного состава, кривые на графике располагаются раздельно и не пересекаются друг с другом. Последнее может быть использовано для определения по газокаротажным материалам качества газоотдающего источника.

По интерпретации газокаротажных диаграмм (в интервале перспек­тивного участка) с них снимают значения содержания каждого углево­дородного компонента в процентах и в виде точек наносят на специаль­ный бланк (РАГ). Точки соединяют линией, форма которой и отобража­ет соотношение отдельных углеводородных газов. Бланк накладывают затем на палетку РАГ и сопоставляют фактические кривые с эталонны­ми. В зависимости от того, с какой эталонной кривой совпадут факти­ческие кривые, судят о типе залежи, насыщающей коллектор.

При наличии в исследуемом районе большого объема фактичес­кого материала по газовому каротажу можно на основе статистичес­кой обработки геохимической информации и данных испытаний плас­тов-коллекторов определить граничные значения флюидных коэффици­ентов для продуктивных и непродуктивных пластов и на трехкоорди­натной диаграмме выделить так называемую продуктивную область значений флюидных коэффициентов - область S (рис. 30).

На координатной сетке строится треугольник флюидных коэффи­циентов путем проведения линий, соответствующих значениям

C₂H₆ / ΣC_р.п.; C₃H₈ / ΣC_р.п.; C₄H₁₀/ ΣC_р.п.; по трем координат­ным осям, расположенным под углом 120° справа налево. После по­строения треугольника соединяются углы базового и полученного треугольника. Точка пересечения трех линий обозначается порядковым номером анализа. Сумма углеводородных газов складывается из суммы метана, этана, пропана и бутана.

Если вершина построенного треугольника смотрит вниз - кол­лектор нефтенасыщенный, если вверх - газонасыщенный. Площадь треугольника позволяет судить о газовом факторе пласта. Большой треугольник с вершиной, смотрящей вверх, свидетельствует о чисто газовой залежи, а большой треугольник с вершиной вниз - чисто нефтяной залежи,

Если точка пересечения трех линий попадает в область S , пласт представляет промышленную значимость, если не попадает -пласт непродуктивный.

При незначительном объеме фактического материала по ранее пробуренным на площади скважинам с помощью трехкоординатной диаг­раммы можно судить только о характере насыщения коллектора (нефть, газ). Если по палеткам РАГ и ГФК пласт классифицируется как нефтегазонасыщенный, рассчитывается величина Fг, которая сравнивается с граничной для нефте- и газоносных пластов данного района. Так как Fг зависит в основном от приведенных газопоказаний, ве­личина которых изменяется в широких пределах (0,05 до 20 и выше), при оценке характера насыщения пласта необходимо использовать информацию по другим методам: по ЛБА, газометрии шлама, и др.

2.4.3. Определение контакта газ-нефть.

Наличие свободного газа в нефтя­ном пласте до начала разработки месторождения определяется соотно­шением содержаний жидких и газообразных углеводородов в залежи, при котором пластовое давление оказывается недостаточным для пол­ного растворения газа и в пласте устанавливается термодинамическое равновесие, обуславливающее сосуществование двух фаз.

Состав газа в газовой шапке определяется закономерностями выде­ления различных углеводородных компонентов из нефти в свободное состояние, которые зависят от растворимости УВ в нефти при опреде­ленных температуре и давлении. Зная эти зависимости, можно предста­вить количественное соотношение различных углеводородных компо­нентов в жидкой и газообразной фазах продуктивного пласта. Особен­ности перехода различных углеводородных газов из жидкой (нефтяной) фазы в свободную изучаются по данным анализов глубинных проб нефти, отобранных непосредственно с забоя скважины, с сохранением в ней пластового давления и растворенного газа.

На рис. 22 представлен график растворимости углеводородных газов в нефти в зависимости от давления. При составлении графика исполь­зовались результаты анализов нефти, состав газа которой типичен для нефтяных месторождений в каменноугольных отложениях Саратовского Поволжья. Состав газа, %: СН₄ -85, 11; C₂H₆ –5,79; C₃H₈ –4,75;

C₄H₁₀ –2,78; C₅H₁₂ – 0,93; C₆H₁₄-0,25. Газ этого состава при давлении 10,3 МПа полностью растворен в нефти, вследствие чего все кривые на уровне ординаты 10,3 МПа сходятся в одной точке (рис. 22). Малейшее снижение давления приводит к образованию газовой фазы, углеводо­родный состав которой определяется растворимостью каждого углеводородного компонента в нефти при данных температуре и давлении. Так, при снижении давления на 1 МПа ниже давления насыщения в нефти остаются в растворенном состоянии, %: СН₄ – 93; C₂H₆ –97; C₃H₈ –97,5; C₄H₁₀ –98; C₅H₁₂ –99; C₆H₁₄ –99,5.

При дальнейшем снижении давления растворимость в нефти отдель­ных компонентов постепенно снижается в соответствии с поведением кривых растворимости, представленных на рис. 23.

В условиях нефтяных месторождений образование газовой фазы (газовых шапок) происходит путем выделения газа из нефти при сниже­нии пластового давления ниже давления насыщения. При этом каждый углеводородный компонент выделяется в свободную фазу по описанной выше закономерности. В соответствии с ней должно установиться определенное соотношение между компонентными составами газа, раст­воренного в нефти и выделившегося в газовую шапку. Как видно, на рис. 23 кривая состава газа и нефтяной части залежи характеризуется значительным увеличением доли тяжелых углеводородов по сравнению с их долей в газовой фазе.

Соотношение между составами газа в газовой и нефтяной частях залежи зависят от состава газа, растворенного в нефти, ее свойств, а также от пластового давления и давления насыщения. Для различных месторождений Саратовского и частично Волгоградского Поволжья в зависимости от свойств нефти и состава газа соотношения содержаний отдельных углеводородных компонентов в газах и нефтях могут колебаться в следующих пределах: C₂H₆–1:2-1:5; C₃H₈–1:7-1:10; C₄H₁₀–1:7-1:10; C₅H₁₂ –1:4-1:6; C₆H₁₄ –1:2-1:3.

Это означает, что газообразная фаза месторождений должна содер­жать по сравнению с жидкой (нефтяной): этана меньше в 2-6 раз, пропана-в 7-10 раз, бутана-в 7-10 раз, пентана-в 4-6 раз, гексана-в 2-3 раза. Следовательно, при газовом каротаже продуктивных горизон­тов переход из газовой части пласта в нефтяную должен характеризо­ваться резким скачком в содержании отдельных углеводородных компо­нентов.

Используя приведенные данные, можно не только определять нали­чие контакта газ-нефть, но и по составу газа в нефтяной части месторождения составлять теоретические кривые характеристики его в газовой шапке, и наоборот. Допустим, при газовом каротаже скважи­ны был выделен газовый пласт, характеризующийся следующим компо­нентным составом, % углеводородного газа: СН₄ – 97; C₂H₆ –2,1; C₃H₈ –0,4; C₄H₁₀ –0,3; C₅H₁₂ –0,18; C₆H₁₄-0,02.

При наличии нефтяной оторочки в этом пласте средний компонент­ный состав газа, растворенного в нефти, должен иметь следующий состав, %: СН₄ – 85,04; C₂H₆ –8,4; C₃H₈ –3,2; C₄H₁₀ –2,4; C₅H₁₂ –0,9; C₆H₁₄-0,06.

Таким образом, по результатам изучения пласта в одной скважине можно прогнозировать характеристики его в скважинах, расположенных в других структурных условиях. Теоретическое предвидение ожидаемых результатов исследования скважин имеет большое практическое значе­ние, способствуя более правильной и уверенной интерпретации получае­мых результатов.

2.4.4. Интерпретация газокаротажных материалов по данным частичной дегазации промывочной жидкости.

Данная методика интерпретации ис­пользуется в тех случаях, когда в процессе газового каротажа скважин не определяются фактическая газонасыщенность бурового раствора. Из предыдущего изложения следует, что количество газа, извлекаемого из бурового раствора и измеряемого газоанализатором газокаротажной станции, в основном обусловлено:

1) остаточной нефтегазонасыщенностью разбуриваемых горных по­род;

2) количеством газа, поступающего в единицах объема бурового раствора, а следовательно: а) скоростью (продолжительностью) проход­ки v; б) скоростью циркуляции бурового раствора или производитель­ностью буровых насосов Qн; в) объемом выбуренных пород V или диаметром долота Dд.

Кроме указанных факторов на абсолютные величины газопоказаний оказывают влияние физико-химические свойства бурового раствора (особенно вязкость) и углеводородный состав поступающей на анализ газовоздушной смеси. Если бы можно было учесть влияние на данные газового каротажа режима бурения и углеводородного состава газовоз­душной смеси, то величины газопоказаний зависели бы только от остаточной нефтегазонасыщенности горных пород, определение которой и является основной целью интерпретации газокаротажных диаграмм. Для учета факторов режима бурения используется коэффициент разбавления:

E=KQн / v Dд², (29)

где: К-коэффициент, равный 7,2*10³;

Qн- производительность буровых насосов, л/с;

v-скорость проходки, м/ч;

Dд-диаметр долота, мм.

Как видно, величина E является функцией параметров режима бурения и определяется количеством бурового раствора, в котором разбавляется единица объема выбуренной породы при различных значе­ниях Qн, v, Dд. Совершенно ясно поэтому, что в зависимости от разбавления при проходке пластов даже с одинаковой величиной оста­точной нефтегазонасыщенности в единице объема глинистого раствора будет содержаться различное количество газа. Указанная зависимость устанавливается для каждого режима бурения путем обобщения факти­ческого материала и затем используется при решении задач оценки нефтегазонасыщенности разреза. Пример поиска и составления таких зависимостей представлен на рис. 24. В частности, для исследованных площадей Саратовского Поволжья было установлено, что точки, соот­ветствующие газоносным и нефтеносным пластам с газовым фактором 90-110м^з/м^з, сгруппированы внутри зоны III. В пределах зоны II расположены точки, соот­ветствующие, по данным опробования, нефтяным пластам с газовым фактором 30-60 м³/м³. Точки, фиксирующие водо­носные пласты, смещаются в область низких концентраций и группи­руются перед зоной II (в зоне I).

Следует обратить внимание на общее изменение концентрации горю­чих газов в зависимости от изменения величины коэффициента разбавления. Из рис. 24 следует, что чем выше величина Е, тем меньше концентрация горючих газов на газокаротажной кривой продуктивного пласта.

При этом наступает такой момент (при величине Е выше 900), когда выделение горючих газов на газокаротажной кривой становится чрезвычайно сложным. В подобных случаях нефтяные горизонты не будут фиксироваться на диаграммах газового каротажа.

Приведенный экспериментальный график используют в дальнейшем для интерпретации диаграмм газового каротажа по вновь пробуренным скважинам. С этой целью для интерпретируемого интервала диаграмм рассчитывают величину коэффициента разбавления и снимают с нее соответствующую концентрацию горючих газов в газовоздушной смеси. На экспериментальный график наносят точку с этими координатами и по ее положению оценивают продуктивность исследуемого разреза.

Процесс интерпретации газокаротажных диаграмм можно упростить путем использования расчетных данных. Для этого полученную выше графическую зависимость выражают следующим образом:

Кпрод. = СЕ, (30)

Имея графические данные, рассчитывают значение коэффициента продуктивности Хдр для коллекторов с различным насыщением:

Кпрод. = 1000 -газоносные и нефтеносные пласты с газовым фактором 90-110м^з/м^з;

Кпрод. = 300-нефтяные пласты с газовым фактором 30-60 м³/м³;

Кпрод. = 100 - водоносные пласты.

При интерпретации определяют Кпрод. для различных участков газо­каротажной диаграммы и дают характеристику выделенных перспектив­ных интервалов.

2.4.5. Порядок и примеры интерпретации геологической информации при оценке характера насыщения пластов.

В тех случаях, когда данные газового каротажа дополнены материалами глубокой дегазации и ис­следования состава углеводородного газа, интерпретацию проводят в такой последовательности:

1) определяют качественную характеристику коллекторов;

2) отделяют продуктивные дласты от водоносных.

2.4.5.1. Определение качества газоотдающего источника.

Качественная харак­теристика коллекторов определяется с помощью расчетных хроматермограмм и палетки для раздельного анализа газа (рис. 21) в нефтяных, нефтегазоносных и газоносных горизонтах. В соответствии с этим процесс качественной интерпретации осуществляется в два этапа.

1. Сравнение фактических замеренных хроматермограмм на скважи­нах с теоретически рассчитанными. Расчетные хроматермограммы ото­бражают характеристику различных пластов - нефтяных, нефтегазонос­ных и газоносных - в зависимости от общей суммарной концентрации углеводородного газа и чувствительности газоанализатора по отдель­ным углеводородным компонентам. Так, в соответствии с представлен­ными хроматермограммами (приложения 3—5) газоносный пласт, отра­зившийся суммарной концентрацией 0,5%, должен характеризоваться на хроматермограмме одним только метаном, нефтегазоносный - метаном, этаном и пропаном, нефтяной - всей гаммой углеводородов от метана до гексана включительно.

Сравнение фактических хроматермограмм с расчетными позволяет произвести предварительную качественную оценку выделенных перспек­тивных участков разреза.

2. Сопоставление кривых, отображающих соотношение содержаний углеводородных компонентов в интерпретируемом участке разреза с эталонными кривыми (рис. 21).

Для проведения интерпретации с газокаротажной диаграммы в интервале перспективного участка снимают значения содержания каждого углеводородного компонента (в процентах) и в виде точек наносят на специальный бланк РАГ. Состав газа рассчитывают по данным частич­ной и глубокой дегазации. Нанесенные на бланк точки соединяют линией, форма которой и отображает соотношение содержаний отдель­ных углеводородных компонентов. Бланк накладывают затем на палет­ку РАГ (рис. 21) для сопоставления фактических кривых с эталонными. При этом качественно различающиеся пласты имеют определенный характер сопоставимости.

· Газоносный пласт. Составы газов по данным частичной и глубо­кой дегазации близки и их кривые тяготеют к эталонной кривой, соответствующей газоносным горизонтам.

· Нефтегазоносный пласт. Кривая состава газа по данным час­тичной дегазации может быть близка к эталонной кривой газовых пластов, а кривая по материалам глубокой дегазации совпадает с кри­вой, соответствующей нефтегазоносным горизонтом, или располагается несколько выше ее.

· Нефтеносный пласт. Кривая состава газа по данным частичной дегазации близка к эталонной кривой нефтегазоносных горизонтов, а кривая по данным глубокой дегазации совпадает с кривой, соответ­ствующей нефтеносным горизонтам, или располагается несколько выше ее.

С помощью указанных соотношений и производят качественную характеристику выделенных по газовому каротажу перспективных участ­ков разреза.

Описанным этапом интерпретации газокаротажной диаграммы уста­навливается только характер насыщения пласта - газовый или нефтяной. Это не означает, что пласт обязательно продуктивен, он может быть и водоносным с растворенным в воде газом или содержать остаточную нефть. Разобраться в этом вопросе позволяет следующий этап интерпре­тации газокаротажных данных.

2.4.5.2. Отличие водоносных пластов от продуктивных.

Методика оценки продуктивности пластов основана на определении остаточной нефтегазонасыщенности проходимых долотом горных пород по данным газово­го каротажа с помощью специальных палеток для определения нефтегазонасыщенности (НН) и газонасыщенности (ГН) (приложения 6-16;рис. 28, рис. 29, рис. 30).

Палетки строят в прямоугольной системе координат. По вертикаль­ной оси в логарифмическом масштабе откладывают величину Vо, ото­бражающую объем газа, определенный в глинистом растворе при проходке 1 м интервала бурения, по горизонтальной - нефтегазонасыщенность N горных пород, выраженную в процентах по объему.

Для построения палеток необходимо знать все возможные при проходке нефтегазонасыщенных пластов значения Vо, которые опреде­ляются по формуле

Vо == NπDд²Hp /1,46ZT, (31)

выведенный из формулы (25).

В зависимости от измерения величин диаметра долота, пластового давления, газового фактора, коэффициента сжатия газов и нефтегазонасыщенности пластов величина может меняться в пределах 0 05-2 м³ Отложив эти величины на вертикальной оси, по формулам (25) и (27) можно рассчитать величины газо- и нефтегазонасыщенности пород для каждого значения Vд и нанести их в виде точек на график. Линия соединяющая эти точки, представляет собой функциональную зависи- мосгь Vо от остаточной нефтегазонасыщенности пород (рис. 28). Подоб­ная зависимость рассчитывается для различных значений пластовых давлений и газовых факторов, что и определяет количество кривых на каждой палетке. Число самих палеток определяется разнообразием диаметров долот, на каждый из которых строят свои графики. Для определения газонасыщенности горных пород при газоносной качественной характеристике пластов и разбуривания их долотами разных диаметров используют палетки приложений 6-9 и рис. 29; для определения нефтегазонасыщенности пород при нефтегазоноснои ка­чественной характеристике пластов и разбуривании их долотами разных диаметров используют палетки приложений 10-12 и рис. 29, рис. 30; для определения нефтегазонасыщенности пород при нефтеносной качествен­ной характеристике пластов и разбуривании их долотами разных диа­метров используют палетки приложений'13-16.

Интерпретацию газокаротажных диаграмм для оценки продуктивно­сти разреза осуществляют в определенной последовательности.

1. Выбирают палетку для интерпретации. При газоносной качествен­ной характеристике пласта используют палетки ГН, при нефтегазонос­ной палетки НН для соответствующего диаметра долота, которым разбуривали пласт.

2. Выбирают на палетке кривую, с помощью которой определяют величины нефтегазонасыщенности N. Выбор кривой обусловливается в основном пластовым давлением, которое приравнивается к гидроста­тическому давлению на глубине вскрытия горизонта. При нефтеносной качественной характеристике пласта выбор кривой обусловлен величи­ной газового фактора, который определяют с помощью графика на рис. 1 .

3. Определяют величину Vо, которая соответствует интерпретируе­мому интервалу:

Vо=60КQt, (32)

где K-газонасыщенность единицы объема бурового раствора, см³/л, Q-производительность буровых насосов, л/с; t- время бурения интерва­ла (1 м), мин.

Исходные параметры К, Q, t снимают с газокаротажной диаграммы.

4. На вертикальную ось выбранной палетки наносят рассчитанную величину Vо. От нее мысленно проводят горизонтальную линию до пересечения с соответствующей кривой палетки. Проекции точки пересе­чения на горизонтальную ось и будет искомой величиной нефтегазонасыщенности N.

При оценке продуктивности исходят из следующих количественных критериев. При газоносной характеристике газонасыщенности до 1% соответствуют водоносные коллекторы с растворенным в воде газом, выше 1% - газоносные пласты. При нефтеносной качественной харак­теристике пласта нефтегазонасыщенность до 5%, как правило, отвечает водоносным коллекторам, а с остаточным нефтегазосодержанием 6-7% и выше - нефтеносным горизонтам.

Следует иметь в виду, что по данным газового каротажа определяет­ся величина остаточной нефтегазонасыщенности, которая находится в обратно пропорциональной зависимости от нефтегазоотдачи коллек­торов. Поэтому, чем выше нефтегазоотдача, тем меньше величина газонасыщенности. По имеющемуся в настоящее время опыту работ представляется возможным ориентировочно наметить .следующие коли­чественные границы этой зависимости.

Для газоносных пластов газонасыщенность 2-5% соответствует хорошо проницаемым коллекторам, характеризующимся большими дебитами, газонасыщенность 6-10%-менее проницаемым пластам со сравнительно небольшими дебитами газа, 11-20%-обычно плохо проницаемым пластам, при опробовании которых газ или вообще не получают или получают в незначительных количествах. Эффективное извлечение газа из плохо проницаемых коллекторов происходит лишь после проведения в них гидравлических разрывов или после обработки соляной кислотой.

В случае нефтяных пластов заметного оттеснения нефти фильтратом бурового раствора жидкости не наблюдается, поэтому связать величины нефтегазонасыщенности с нефтеотдачей коллекторов не представляется возможным.

Используя описанный метод определения нефтегазонасыгценности горных пород по данным газового каротажа и ориентируясь на указан­ные количественные критерии, можно достаточно эффективно разделять пласты на водоносные и продуктивные.

Пример 1. В примере, приведенном на рис. 25, по газовому каротажу в интервале 545-566 м был выделен перспективный пласт с газоносной качественной характеристикой. Используя описанный порядок интер­претации, оценим его продуктивность.

Поскольку пласт газоносный и разбуривался долотом диаметром 248 мм, для определения его газонасыщенности воспользуемся палеткой ГН, рассчитанной для Dд = 248 мм (рис. 29). Глубина залегания пласта 560 м. Последнее позволяет для определения N использовать кривую, рассчитанную для давления 5,9 МПа. Для выяснения Vо снимем с газо­каротажной диаграммы исходные данные: К = 28 см³/л, ()„ = 50 л/с, t = 6 мин. Подставляем их в формулу (32):

Vо = 60 • 28 • 50 • 6 = 504000 см³ = 0,5 м³. (33)

По палетке НН находим, что при vq = 0,5 м³ и давлении 5,9 МПа газонасыщенность пласта должна составлять 16,5% объема выбуренной породы (решение задачи показано на рис. 30 пунктирной линией). Из указанных выше количественных критериев газонасыщенности следует, что пласт газоносен, но обладает небольшой проницаемостью. При опробовании этого пласта был получен незначительный приток газа. После обработки пласта соляной кислотой дебит скважины резко увеличился и достиг 50 тыс. м³/сут.

Пример 2. Оценим продуктивность выделенных в скв. 56 Колотовской площади перспективных пластов в верхнебашкирских отложениях (рис. 27). Поскольку по качественной интерпретации они охарактеризо­ваны как нефтесодержащие, находим N по палетке НН, рассчитанной для долота диаметром 248мм (рис. 30). Параметр Vо в интервале описываемых пластов составляет 0,5-0,3 м³, а гидростатическое давле­ние на глубине 1470 м—около 14,7 МПа. Используя кривую на палетке, рассчитанную для давления 14,7 МПа, находим на горизонтальной оси величину нефтегазонасыщенности, которая равна для данного случая 12-20%. Такая величина нефтегазонасыщенности указывает на то, что пласт нефтеносен. При опробовании описываемых коллекторов был получен промышленный приток нефти.

2.4.5.3. Методика оценки характера насыщения перспективных участков по шламу.

Решение данной задачи по шламу осуществляется путем изуче­ния газообразных и жидких углеводородов, содержащихся в породе.

Характеристика шлама с точки зрения его газосодержания* дается по величине удельной газонасыщенности - доле пор, занятых газом, в про­центах объема открытых пор шлама:

q_уд = 100(Q – q) / Vk_пά

где Q-объем УВ, извлеченных из пробы шлама, см³; q - среднее содер­жание УВ в глинистых породах, перекрывающих породы - коллекторы, см³; V- объем пробы шлама, подвергаемый дегазации, см³; k_п - коэффи­циент пористости, доли ед.; ά - относительное содержание в пробе основной породы, доли ед.

·        Газонасыщенные пласты.

При проходке газоносных пластов величина q_уд определяется двумя параметрами: количеством УВ, остав­шихся после оттеснения их флюидом бурового раствора, и увеличением их объема при спаде давления от атмосферного до пластового.

Расчеты показывают, что даже при неблагоприятных условиях коли­чество остающегося з породе газа (после оттеснения) оказывается вполне достаточным для заполнения при его расширении всего объема порового пространства горной породы, т.е. в случае газовых пластов q_уд = 100%.

·        Нефтенасыщенные и водоносные пласты.

Удельная газона­сыщенность определяется:

1) количеством нефти (воды), которое вытесняется из пор шлама при дегазации флюида (по мере подъема шлама к поверхности) и переходе избыточного количества газа из породы в промывочную жидкость;

2) количеством УВ, растворенных в нефти при нормальном давлении.

Проведенные эксперименты по вытеснению нефти газообразными У В показывают, что в среднем из пор шлама при снижении давления до нормального вытесняется газом 20% нефти. В случае водоносного пласта количество вытесненной жидкости должно быть значительно меньше, так как ее вязкость и газовый фактор значительно ниже, чем у нефти. Кроме того, q_уд нефтенасыщенных пластов будет выше, чем водоносных, вследствие сравнительно более высокой растворимости газа в нефти, чем в воде (минимально в 10 раз).

На основании изложенного можно констатировать, что q^' уд > q^{' '}_уд > q^{'' '} _уд , где q^' _уд - удельная газонасыщенность пор газонасыщенных плас­тов; q^'' _уд - удельная газонасыщенность пор нефтенасыщенных пластов; q^''' _уд - удельная газонасыщенность пор водоносных пластов.

Количественно q_уд для различно насыщенных коллекторов опреде­ляется расчетным способом, причем:

в случае газонасыщенных пластов, как уже отмечалось, стремится к 100% (если нет значительных потерь газообразных У В при отборе шлама и его хранении);

в случае нефтенасыщенных пластов даже при самой низкой раство­римости газа в нефти (300 см³/л при р = 0,1 МПа) минимально состав­ляет 50%; в случае водоносных пластов максимально достигает 20-25%.

С целью проверки расчетных данных были определены значения q_уд шлама непосредственно в процессе бурения (табл. 7).

Таким образом, по всем данным наиболее вероятные значения q_уд для водоносных пластов могут колебаться от 0 до 25%, для нефтенасыщенных ~ 50% и выше, газонасыщенных - 90-100%.

Следовательно, определяя по данным исследования шлама q_уд и ори­ентируясь на данную градацию, можно установить характер насыщения выделяемых перспективных участков разреза.

2.5. Прогнозирование и количественное определение зон аномально высо­кого пластового давления (АВПД) по данным исследования керна и шлама

Прогнозирование и количественное определение зон аномально высо­кого пластового давления (АВПД) в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных гли­нистых толщах. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон АВПД ис­пользуются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.

Следует особо отметить, что сложность объекта исследования требует знания геологом ГТИ не только практической стороны дела (проведение анализов, построений, расчетов и т.д.), но и физической сущности геологических процессов, приводящих к возникновению аномальных давлений, умения ориентироваться в конкретной геологи­ческой ситуации, привлекать при необходимости данные других методов.

Согласно современным представлениям природа возникновения АВПД в недрах различна: оно может быть обусловлено тектоническими факторами; диагенетическими превращениями минералов с высвобож­дением воды; недоуплотнением глинистых толщ, когда темп осадконакопления был выше темпа отжатия поровых растворов под действием геостати­ческого (горного) давления, и т. д. Прогнозирование и определение АВПД по данным исследования пористости и плотности возможно лишь при давлениях, возникающих под влиянием третьего фактора, сущность которого заключается в следующем.

В процессе постепенного прогибания дна бассейна осадконакопления часто формируются мощные глинистые толщи, которые в начальной стадии образования имеют высокую пористость (около 60%). Попадая на большие глубины эти глинистые породы испытывают геостатическое давление вышележащих слоев, равномерно распределяющееся на флюид и скелет породы. Это приводит к уплотнению глинистых пород, уменьшению их пористости и соответственно проницаемости, в результате чего поровый флюид не успевает вытесняться под действием геостатического давления и оставаясь в порах, принимает на себя часть геостатической нагрузки. Таким образом, возникает превышение порового давления над нормальным гидростатическим, сопровождающееся сохранением высоких значений пористости глин. При величине превышения более 30% говорят об аномальном характере этого давления.

Если в глинистой толще имеются линзовидные пропластки коллекторов, то пластовое давление в них приближается к поровому давлению во вмещающих глинах. Определяя поровые давления в глинах, можно прогнозировать величину пластовых давлений в нижележащих толщах. Степень отклонения фактических значений пористости от значений пористости при нормальных условиях, обеспечивающих отток лишнего флюида вследствие увеличения геостатической нагрузки, позволяют судить о величине порового давления. Наиболее распространенным способом его расчета служит метод эквивалентных глубин.

На основании обобщения большого количества определений порис­тости и плотности для различных регионов страны построены зависи­мости изменения этих параметров с глубиной для случаев с нормальным поровым давлением (рис. 10) и для условий, предполагающих отсутст­вие эрозии (размыва) верхней части разреза, приводящей к попаданию уплотненных до определенной степени осадков на меньшие глубины. Следовательно, реальную линию нормального уплотнения для геологи­ческого разреза в конкретной точке (скважине) можно получить на региональной линии нормального уплотнения смещением ее вниз на постоянную величину (величину размыва).

Как следует из рис. 10 пористость изменяется с глубиной по экспоненциальному закону, т.е. при шкале пористости в логарифми­ческом масштабе, а глубины - в линейном зависимость имеет вид прямой. Отклонения в сторону увеличения пористости и соответственно понижения плотности глин на определенной глубине указывают на наличие повышенных поровых давлений на этой глубине.