Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
 Скачать 1.55 Mb.
|
|
17. Методика оценки макронеоднородности продуктивного горизонта. Надежную оценку макронеоднородностиможно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади). По толщине макронеоднородность проявляется в расчлененности продуктивного горизонта на отдельные пласты и прослои. По простиранию макронеоднородность проявляется в изменчивости толщин пород-коллекторов вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями. Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью геологических профилей и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта, на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов. Исходными данными при выполнении задания являются таблица с данными о толщинах горизонта и пород-коллекторов, из которых он сложен, схема расположения скважин, сведения о залежи (глубина залегания залежи, литологический тип коллектора, проницаемость коллекторов, вязкость нефти, режим залежи, размеры залежи). Рекомендуется следующий порядок выполнения задания: 1. Построить карты изопахит для каждого пласта и горизонта в целом, указать на них границы распространения коллекторов и дать их анализ. 2. Рассчитать для каждой скважины количество прослоев пород- коллекторов и суммарную эффективную толщину. 3. Определить коэффициенты песчанистости, расчлененности, макронеоднородности (Км=Σn/Σh) по многопластовому горизонту. Совместное использование Кр, Кпесч, Км позволяет составить представление о макронеоднородности разреза: чем больше Кр, Км и меньше Кпесч, тем выше макронеоднородность. К сравнительно однородным относятся пласты (горизонты) с Кпесч > 0,75 и Кр < 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр > 2,1. 18. Методика построения детальной схемы корреляции. (стр. 24) Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выполняемых операций, заканчивающихся составлением корреляционной схемы, на которой отображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного горизонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними. Детальную корреляцию начинают с выделения реперов и реперных границ, которые позволяют установить характер напластования пород в изучаемом разрезе. Если в пределах продуктивного горизонта отмечено несогласное залегание слоев (что обычно фиксируется на стадии общей корреляции), то необходимо иметь реперы выше и ниже поверхности несогласия. Для разреза осадочного чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты в качестве реперов, обладающих надежной геолого-геофизической характеристикой, используются аргиллиты нижневасюганской подсвиты, тогурской баженовской и алымской свит. При корреляции отложений континентального генезиса в качестве реперов используют выдержанные угольные пласты. Они имеют четкую геофизическую характеристику, занимают определенное место в разрезе и поэтому служат надежными реперами. Формирование углей в эпохи максимального тектонического покоя, минимальной динамики водной среды и приуроченность их к наиболее выравненным участкам рельефа могут быть признаками изохронности этих частей разреза, что является определяющим при корреляции континентальных толщ. По корреляционной значимости реперные пласты разделяют на категории. К I категории относят реперы, фиксиfруемые на каротажных диаграммах всех пробуренных скважин. Эти реперы - основные. Обычно они бывают известны по результатам общей корреляции. В пределах продуктивного горизонта или в непосредственной близости от его кровли и подошвы обычно удается выделить не более одного-двух реперов I категории. Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и повсеместно распространены, но из-за литолого-фациальной изменчивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно. В комплексе с реперами I категории, а при их отсутствии - самостоятельно реперы II категории позволяют проводить корреляцию достаточно уверенно. При детальной корреляции следует широко пользоваться реперами III категории, каждый из которых может быть выделен только в части скважин. Обычно к ним относят прослои небольшой толщины, которые фиксируются на каротажных диаграммах по какой-либо характерной конфигурации кривых ПС, КС, ГК, НГК исходя из их положения в разрезе относительно реперов 1 и II категорий. После выделения реперов I и II категорий производят выбор опорного разреза. Опорным называется наиболее полный, четко расчлененный и характерный для площади разрез продуктивного горизонта в какой-либо скважине. На опорном разрезе должны четко выделяться все пласты продуктивного горизонта, реперы и реперные границы. Он используется в качестве эталонного при проведении детальной корреляции. Проницаемым пластам-коллекторам, выделенным на опорном разрезе, присваиваются соответствующие индексы. Индексацию пластов в каждом районе производят исходя из сложившейся традиции. Следующим этапом работы по детальной корреляции является сопоставление разрезов каждой пробуренной на месторождении скважины с разрезом опорной скважины. Для сопоставления берут каротажные диаграммы, на которые нанесены результаты расчленения разреза по типам пород и реперы I и II категорий. Совмещая одноименные реперы, устанавливают, какому проницаемому пласту опорного разреза в этом интервале соответствует проницаемый пласт сопоставляемого разреза. Одноименным пластам присваивают индексы, принятые для пластов опорного разреза. Затем приступают к последовательному сопоставлению разрезов всех скважин между собой в определенном порядке (например, по линии профиля или по типам разрезов). В результате выясняется соотношение в продуктивном горизонте пластов-коллекторов и непроницаемых разделов между ними, выдержанность или прерывистость пластов-коллекторов и их частей и др. Последовательное сопоставление выполняют путем построения корреляционной схемы. Обосновывается выбор линии корреляции (привязки). В качестве этой линии принимают кровлю или подошву одного из наиболее надежных реперов I или II категории. П  осле выбора линии привязки начинают непосредственно построение корреляционной схемы.На листе бумаги проводят горизонтальную линию привязки, перпендикулярно к которой на произвольных равных расстояниях наносят оси коррелируемых разрезов скважин. Вправо от осей вычерчивают в вертикальном масштабе 1:200 привязанные к линии корреляции наиболее информативные геофизические диаграммы скважин. Порядок построения корреляционных схем показан на рис. 17 а, б. Во избежание громоздкости рисунка геофизические диаграммы заменены на их основе литологическими разрезами. П  ри согласном залегании пород продуктивного горизонта с выше- и нижележащими образованиями прямыми линиями показывают положение его верхней и нижней границ (рис. 17 а).Только после того как на схеме проведены линии, показывающие положение одновозрастных (синхроничных) поверхностей и поверхностей несогласного залегания пород внутри продуктивного горизонта, можно приступать к прослеживанию границ проницаемых пластов и прослоев. Положение кровли и подошвы каждого из них показывают прямыми линиями, примерно параллельными ранее проведенным линиям одновозрастных (синхроничных) поверхностей. Причем линии кровли и подошвы проницаемых пластов не могут пересекать одновозрастные (синхроничные) поверхности или иметь наклон, существенно отличающийся от наклона последних (рис. 17 б). Если в одной из скважин пласт сложен породами-коллекторами, которые в соседней скважине замещены породами неколлекторами, то на половине расстояния между ними вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией показывают условную границу фациального замещения. При фациальном замещении только части пласта (верхней или нижней) вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией, проведенной на половине расстояния между этими скважинами, показывают, какая часть пласта замещена. В случае, когда проницаемый пласт размыт, линии его кровли и подошвы соединяют с волнистой линией, показывающей положение поверхности размыва, а в случае дизъюнктивного нарушения со смещением пород - с линией условной поверхности нарушения. 19. Методы получения геолого-промысловой информации. (стр. 2) Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой геологии служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей. Геологическое наблюдение при бурении скважин. В процессе бурения скважин, особенно разведочных, должен быть установлен тщательный геологический контроль за их проходкой. Геологическое изучение месторождения по данным бурения скважин позволяет установить стратиграфию и тектонику пород, не обнажающихся на поверхности, а также их литолого-физическую характеристику: коллекторские свойства продуктивных пластов (гранулометрический состав, пористость, проницаемость), изменение их мощности, условия насыщения нефтью, газом и водой и т. п. В настоящее время в связи со значительным усовершенствованием промыслово-геофизических методов исследования скважин (особенно электрометрических и радиоактивных) для полноценного изучения геологического разреза в скважине и осуществления надежной корреляции требуется применять комплексно геологические и геофизические методы исследования. Ценным является также использование так называемых косвенных методов (изучение шлама, микрофауны, микроминералов, карбонатности пород и т. д.), позволяющих получить дополнительные данные о характере проходимых пород. Совершенно очевидно, что в тех случаях, когда необходимо решить одну из частных задач, каждый из указанных выше косвенных методов может явиться прямым. Например, стратиграфия пород может быть определена по микрофауне, петрография ‑ путем исследования минералов, характеристика карбонатных пород ‑ путем изучения их карбонатности и т.д. Отбор кернов в пределах продуктивных горизонтов для изучения содержания в них нефти, газа и воды, а также их коллекторских свойств следует считать обязательным. В процессе бурения скважин необходимо: 1) отбирать керны для составления стратиграфической и литологической характеристик проходимых пород, изучения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и содержания в них нефти, газа и воды; 2) изучать разрез скважины в целом путем геофизических (электрических и радиоактивных методов) и косвенных наблюдений с целью установления стратиграфической последовательности залегания пройденных пород, их мощности и фациальной характеристики, а также положения нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов и их взаимных соотношений; 3) определять свойства и качества нефти, газа и воды, обнаруженных при бурении, а также производительность вскрытых пластов путем опробования, если для этого имеются технические возможности; 4) изучать особенности бурения скважины путем наблюдения за появлением признаков нефти, газа и воды, появлением обвалов, нарушением циркуляции в связи с уходом глинистого раствора и т. д. Отбор образцов пород. При роторном и турбинном бурении для отбора образцов пород из скважин применяют колонковые долота. Колонковые долота позволяют в процессе проходки ствола скважины отобрать образцы пород разреза в том состоянии и в той последовательности, как они залегают в недрах. Такие долота разбуривают забой не сплошь, а лишь по некоторому кольцу, оставляя внутренний целик породы, называемый керном, неразрушенным. Извлеченный из грунтоноски керн следует очистить от глинистого раствора и затем плотно уложить в специальный ящик. Керн надо укладывать в ящик строго в той последовательности, в которой он был отобран, т. е. в порядке возрастания глубины скважины (с указанием верха и низа). Если керн разбит, то при укладке в ящик его совмещают по плоскости раскола; рыхлый рассыпающийся керн, особенно если в сечении его наблюдается фауна, следует при укладке в ящик предварительно завернуть в чистую бумагу, а в случае необходимости проложить вату. Уложенный в ящик керн снабжают этикеткой, составленной в двух экземплярах, каждый из которых завертывают в плотную бумагу и укладывают в начале и в конце колонки керна. Современными колонковыми долотами в зависимости от литологического состава пород можно отбирать керн в пределах 40-90% от пройденного интервала. Боковые грунтоносы позволяют отбирать образцы пород из стенки скважины в любом пробуренном интервале разреза. Следует, однако, иметь в виду, что отбор образцов пород боковым грунтоносом не может полностью заменить отбор керна колонковым долотом, так как размеры образцов, извлекаемых боковым грунтоносом, небольшие. Максимальная длина образца породы 70 мм, максимальный диаметр 30 мм. Кроме того, в очень плотных породах боковой грунтонос оказывается малоэффективным. Небольшие размеры образцов не позволяют получать достаточно полноценные сведения о нефтегазонасыщенности пород и надежно судить о величине угла падения пород. Однако применение бокового грунтоноса весьма полезно в интервалах, где керн взять не удалось или в которых геофизические исследования дают благоприятные показания о возможной газонефтеносности пород. При применении боковых грунтоносов вынос керна в среднем составляет около 50 %. В мягких породах он может достигать 100 %, а в твердых ‑ быть равным нулю. Боковые грунтоносы широко применяют только в песчано-глинистых отложениях. Выбор интервала. Выбор интервала для отбора керна зависит от поставленных геологических задач. На новых, еще не изученных месторождениях при бурении первых скважин рекомендуется производить сплошной отбор керна, применяя в то же время геофизические, а также косвенные методы исследования скважин. На месторождениях, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале нужно отбирать керн лишь в контактах свит (а также в зонах наличия маркирующих прослоев) или же применять каротаж (электрический и радиоактивный), а в неизученном интервале производить сплошной отбор керна и другие указанные выше исследования. В эксплуатационных скважинах керн для контроля за проходкой скважины, как правило, не отбирается и все наблюдения базируются на данных каротажа и косвенных исследованиях. В этом случае керн берут лишь в продуктивном горизонте для его детального изучения, а также в маркирующих горизонтах и характерных контактах свит на тех участках расположения скважин, где тектоника и строение залежи требуют уточнения. Помимо указанного выше, скважины могут быть пробурены со специальными целями: 1) опорные скважины - для изучения геологического строения недр; в них обязательно проводится сплошной отбор керна; 2) оценочные скважины - для изучения строения продуктивных горизонтов и содержания в них нефти; в этом случае обязательным является сплошной отбор керна по всей мощности продуктивного горизонта. Изучение керна. Отобранный керн следует детально и послойно изучать и описывать. Для этого его разрезают вдоль. В наиболее интересных участках керна отбирают образцы и для них составляют отдельные этикетки. В интервалах, в которых имеются признаки нефти или газа, выбирают цилиндрические образцы длиной не менее 10 см и диаметром не менее 40 см, которые используют для определения пористости и проницаемости пород. В кернохранилище керн должен храниться в ящиках на стеллажах и иметь этикетку с указанием номера буровой и участка, наименования промысла, глубины взятия образца, стратиграфического горизонта, даты отбора, длины извлеченного керна, способа взятия керна. При изучении керна необходимо получить следующие основные данные: 1) наличие признаков нефти и газа; 2) литологическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность; 3) коллекторские свойства пород; 4) структурные особенности пород и возможные условия их залегания. В геологическом отделе при изучении признаков нефти в керне обычно применяют бензиновую вытяжку. Для этого образец размельчают и помещают в пробирку, в которую затем наливают чистый бензин на 1-2 см выше образца. После этого содержимое в пробирке взбалтывают и оставляют на несколько минут в покое. Если бензин окрашивается в желтый цвет той или иной интенсивности, то это указывает на наличие нефти в образце. Керн из нефтяного или газового горизонта обычно не смачивается при нанесении на его поверхность капли разбавленной соляной кислоты. Для выяснения признаков нефти применяют также более тонкие и сильные растворители (например, хлороформ), которые после обработки ими образца породы и фильтрования оставляют на фильтре коричневую полоску. В лабораторных условиях применяют и более совершенные методы, например люминесцентный анализ, позволяющий обнаружить в керне ничтожные доли битума. При макроскопическом изучении признаков нефти в керне следует иметь в виду, что легкая нефть обычно дает слабые внешние признаки, но на свежих плоскостях излома образца чувствуется сильный запах бензина; наоборот, тяжелая нефть дает обильные признаки, но на свежих плоскостях излома отсутствует запах бензина. При оценке признаков нефти в керне необходимо учитывать «ложные» признаки, являющиеся следствием попадания в него нефти при освобождении прихваченного в скважине инструмента и освобождения последнего посредством так называемой нефтяной ванны. Интенсивность признаков нефти в кернах нельзя связывать с возможным дебитом скважины, так как обилие их зависит главным образом от качества нефти. |