ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі

У тонкошаруватих піщано-глинистих товщах виділення продуктивних пластів пов'язане з дуже великими труднощами. Втім у гли­нистих товщах зосереджені досить великі вуглеводневі ресурси. Глини за­звичай не є колекторами для вуглеводнів. Окремі шари і прошарки в гли­нах стають колекторами, якщо у їх складі підвищується вміст піщаної фра­кції, але часто цей вміст дуже малий.

Існуючі геофізичні способи визначення колекторів і продуктивних ін­тервалів у розрізах свердловин, що розкрили тонкошаруваті глинисті товщі, переважно не дають однозначних відповідей, оскільки невелике збільшення піщаної фракції на каротажних діаграмах геофізичних досліджень свердловин (ГДС) не відображує різницю між колекторами і вмісними породами. Під час буріння пошукових і розвідувальних свердловин відбір керна за глибиною становить лише 6—8 % проектної глибини свердловин, і шари та прошарки, які є продуктивними колекторами, дуже часто залишаються пропущеними. Здійснити порівняльний аналіз між каротажними діаграмами ГДС і складом керна немає можливості. Визначення продуктивних інтервалів ускладнюється ще тим, що на малих і середніх глибинах пластові води дуже часто слабо-мінералізовані й навіть прісні. Вони характеризуються великим електричним опором, що не дає змоги відрізнити за даними електрометрії водоносні шари і прошарки від пластів, насичених вуглеводнями. Радіоактивні методи ГДС (гамма-каротаж — ГК, нейтронний гамма-каротаж — НГК), кавернометрія, газовий каротаж та інші не завжди однозначно виділяють продуктивні інтер­вали навіть у разі їх комплексної інтерпретації.

Метод визначення перспективних на нафту і газ інтервалів за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі ґрунтується на встановленні зміни коефіцієнта набухання глинистого матеріалу в уламках породи, які вино­сить глинистий розчин із свердловини під час буріння; шлам обов'язково відбирають через кожні 3 м проходки. Слід зазначити, що без винесення шламу на поверхню промивальною рідиною не може здійснюватися бурін­ня свердловин. Тому відбір шламу не потребує додаткових витрат коштів. Як відомо, за даними дослідження шламу при бурінні геологічна служба поступово будує літологічний та стратиграфічний розрізи свердловини.


Відомо, що з проникненням води в пори будь-якої породи фазова проникність її для вуглеводневих сполук зменшується і за певної кількості води, що проникла в породу, для вуглеводнів дорівнює нулю. Навпаки, зі зменшенням фазової проникності для води фазова проникність для вугле­воднів (нафти або газу) збільшується і за певного її значення фазова про­никність для води дорівнюватиме нулю. У цьому випадку в колекторі мо­жуть існувати і рухатися лише вуглеводневі сполуки. При дослідженні тон­кошаруватої піщано-глинистої товщі неогену Зовнішньої зони Передкар-патського прогину встановлено, що згаданий ефект чітко проявляється і у глинистих породах. З огляду на те що глини у разі проникнення у них води схильні до набухання, можна визначити шари і прошарки, що насичені не водою, а вуглеводневими сполуками. Для цього досліджують змінення ко­ефіцієнта набухання в розрізах свердловин, що бурять у піщано-глинистих товщах нафтогазоносних регіонів.

Метод передбачає побудову графіка зміни Кна6 у процесі буріння сверд­ловини. Зменшення величини Кт6 у глинистій товщі вказує на перспектив­ність того або іншого інтервалу в розрізі свердловини (рис.3.17, табл. 3.1). Особливо це має значення для виявлення нафтогазоносних шарів та про­шарків на малих і середніх глибинах, тому що за наявності в породі прісної або слабомінералізованої води в зонах аерації глинисті відклади на елек-трокаротажних діаграмах ГДС не відрізняються від нафтогазоносних шарів і прошарків внаслідок високих електричних опорів цих вод. Іноді зазначе­не спостерігається і на великих глибинах, де слабомінералізовані води мо­жуть бути конденсаційного походження. Дослідження показали, що відріз­нити в таких випадках газоносний або нафтоносний шар від водоносного


можна за коефіцієнтом набухання, величина якого чітко зменшується в ін­тервалах, де піщано-глинисті породи насичені вуглеводневими сполуками.

Виявлення перспективних на нафту і газ об'єктів у розрізі піщано-гли­нистих товщ значно полегшується проведенням досліджень псамітовості глинистих уламків шламу в процесі буріння.

Для визначення інтервалів колекторів у розрізах піщано-глинистих товщ за даними зміни в них вмісту псамітової фракції передбачається по­будова графіка дисперсної розсіяності пластів по розрізу свердловини. Для цього пробу шламу зважують і виділяють із неї псамітову фракцію (діаметр зерен менший за 0,1 мм).

У міру буріння свердловини передбачається побудова кривої зміни концентрації псамітів у глинистих породах у^ розрізі. Корегування глибини відбору шламу через запізнення його винесення на поверхню визначається так, як розглянуто вище.

Отже, у піщано-глинистій товщі можна визначити в розрізі свердловин інтервали з підвищеним вмістом псамітової фракції. Породи цих інтервалів є колекторами, якщо знаходяться між шарами і прошарками глин з мен­шою псамітовістю, і їх можна розглядати перспективними у нафтогазонос­ному відношенні.

Так, за даними досліджень зміни псамітовості піщано-глинистих порід у розрізах св. Макунівська-12, Хідновицька-139 Зовнішньої зони Перед -карпатського прогину були виділені інтервали, де піщано-глинисті породи характеризуються відносно підвищеною псамітовістю (до 28 %) щодо вміс-них порід (10 %).

При випробуванні горизонту ВД-14 із інтервалів 868—872 і 880—886 м у св. Макунівська-12 і горизонту НД-8 із інтервалів 1289—1302 і 1330— 1337 м у св. Хідновицька-139 були одержані промислові припливи газу, що засвідчило розкриття нових газоносних об'єктів промислового зна­чення, які у минулому були пропущені під час пошуково-розвідувальних робіт.

Слід акцентувати увагу на тому, що досі у піщано-глинистих товщах (як на Передкарпатті, так і в інших нафтогазоносних регіонах) пошуки та розвідку покладів нафти і газу здійснюють переважно у монолітних плас-



 


 


 


тах пісковиків. Інтервали глинистих порід з підвищеною псамітовістю, що знаходяться між цими пісковиками, залишаються поза увагою, що недо­пустимо в умовах дефіциту власних вуглеводневих ресурсів в Україні.

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти