§ 79. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ КАВЕРНОГРАММ

Обрушение горных пород в процессе бурения и образование сальников, сужающих диаметр dc скважины, характерные для многих пород, позволяет изучать их по этому свойству.

Кривую изменения диаметра dc скважины с глубиной — кавернограмму используют для следующих целей: 1) определение геологического разреза скважины; 2) изучение ее технического состояния; 3) определение среднего диаметра скважины на заданной глубине, необходимого для интерпретации большинства геофизических методов исследования скважин.

Рис. 133. Кавернограммы против каверн неограниченного диаметра различной высоты h (а) и зависимость максимального показания каверномера d max от hk для каверномеров различных конструкций (6).

1— ромбовидный каверномер КР; 2 — рычажный каверномер СКС; 3 — короткорычажный микрокаверномер; 4 — линия диаметра скважины.

Кавернограммы в большинстве случаев позволяют определить с большой точностью положение границ пород, в которых изменяется диаметр скважины. При определении границ пород, различающихся характером изменения диаметра скважины, следует учитывать особенности конструкций каверномеров (рис. 133). В зависимости от конструкции каверномеров правила отбивки границ и определения dc будут следующими.

1.Границы пласта, образующего каверну, относятся к точкам а и b Кавернограммы (рис. 134, б), начиная с которых отмечается изменение диаметра скважины.

2.Плавный ход dc в кровле породы, образующей каверну, может не соответствовать действительности и происходить вследствие сжатия рычагов каверномера подошвой покрывающих отложений.

3.Диаметр dH каверны определяется с достаточной точностью только в том случае, когда он не превышает диаметра наибольшего раскрытия каверномера, и мощность породы, образующей каверну, примерно превышает длину рычагов каверномера. Если каверны имеют небольшой размер вдоль образующей скважины, предельное значение диаметра, отмеченного каверномером, не превосходит величин, устанавливаемых по кривым, приведенным на рис. 133, б.

Горные породы по характеру изменения в них диаметра скважины подразделяются на три типа.

К породам первого типа относятся породы, в которых диаметр скважины соответствует диаметру долота. Это плотные песчаники, известняки, доломиты, ангидриты и большинство магматических и метаморфических пород.

Второй тип объединяет следующие породы, образующие каверны.

1.Глины и глинистые сланцы, легко размываемые струей глинистого раствора и обрушивающиеся вследствие набухания глинистых частиц и перехода их в раствор (рис. 134, а). Наиболее сильно размываются глины и глинистые сланцы, представленные тонкодисперсными активно набухающими глинистыми минералами— монтмориллонитом, нонтронитом, бейделлитом и другими, в условиях, когда обменными являются катионы

193

калия и натрия. Обрушение значительно снижается в глинах, содержащих поглощенные ионы кальция и магния. Диаметр скважины в глинах зависит от качества глинистого раствора. Чем ниже концентрация солей в глинистом растворе и чем больше свободной воды, тем интенсивнее происходит набухание глинистых частиц и их последующее обрушение, увеличивающие диаметр скважины.

2.Пески — плывуны, оплывающие в скважине.

3.Кавернозные известняки и доломиты, образующие крупные каверны и особенно карстовые пустоты (рис. 134, б). Однако в этих отложениях обычно наблюдается незначительное увеличение диаметра скважины, что объясняется небольшими размерами пустот по вертикали.

4.Сильно трещиноватые, преимущественно с изотропной трещиноватостью известняки и доломиты, обрушение которых происходит под действием ударов бурового инструмента. В этих породах диаметр скважины увеличивается незначительно — на 5—10 см против номинального.

5.Каменная соль и другие гидрохимические осадки (рис. 134, в) обладающие высокой растворимостью.

6.Ископаемые угли, легко растрескивающиеся и обрушивающиеся при проходке их скважиной.

К третьему типу относятся породы, на поверхностях сечения которых скважиной образуются сальники.

1.Проницаемые песчаники, известняки, доломиты, реже мергели и ангидриты с интергранулярной и изотропной трещинной пористостями (см. рис. 134, а, в, и рис. 143). В известняках и доломитах с изотропной трещиноватостью образование глинистой корки часто наблюдается после возникновения каверны. Сужение диаметра скважины происходит за счет оседания на ее стенке твердых частиц из глинистого раствора при фильтрации его в породу.

Рис. 134. Параметры кавернограмм.

а— песчано-глинистый разрез; б — закарстованные карбонаты; в — соленосный разрез;

1— глины калиевые и натриевые; 2 — то же, кальциевые и алевритовые; 3 — песчаники карбонаты: 4 — трещиноватые и крупнопористые, 5 — плотные, 6 — закарстованные; 7 — мергели; 8 — ангидриты; 9 — галит

2.Некоторые пластичные глины при вязких глинистых растворах, не содержащих свободную воду.

Указанные признаки разделения пород по изменению диаметра скважины дают возможность выделять основные типы пород, более точная градация которых выполняется

194

на основании комплексной интерпретации данных других геофизических методов исследования скважин.

§ 80. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ КОРКОМЕРА

Достоверность интерпретации диаграмм микрозондов и радиометрии скважин во многом зависит от знания толщины глинистой корки, наиболее точно определяемой коркомером.

Коркомер позволяет непосредственно измерять толщину глинистой корки в месте расположения датчиков прибора. Как следствие этого, интерпретация диаграмм коркомера элементарно проста и сводится к отсчету hГК по масштабу записи кривой в точке, в которой определяется толщина глинистой корки.

Чем меньше плотность глинистой корки и прочнее породы, слагающие стенку скважины, тем точнее определяется hГК. Погрешности, обусловливающие уменьшение hГК, возможны при значительном уплотнении глинистой корки, если ее толщина определяется после длительного промежутка времени с момента образования корки. Наоборот, некоторое преувеличение hГК по отношению к действительному значению коркомер дает при измерениях hГК на стенках набухающих и рыхлых пород.

195

Глава XI

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН

§ 81. ОСНОВЫ ОБРАБОТКИ ДИАГРАММ ГАЗОМЕТРИИ СКВАЖИН

Выделение газоносных и нефтеносных пород методом газометрии выполняют по данным комплексного изучения содержания углеводородных газов в глинистом растворе.

При разбуривании газоносных и нефтеносных пород газ, содержащийся в породах, в растворенном состоянии в нефти и в воде переходит в глинистый раствор и с раствором поднимается на поверхность. Здесь газ извлекается из раствора, анализируется; затем регистрируется кривая ГСУМ — суммарного содержания горючих газов в газовоздушной смеси, поступающей в газоанализатор.

Детальное изучение компонентного состава газа осуществляют на хроматографах (хромотермографах), с помощью которых оценивают содержание метана C1(CH4), этана

С2(С2Н6), пропана С3(С8Н8), бутана С4(С4Н10), пентана С5(С5Н12) и гексана С6(С6Н14), основные сведения о которых приведены в табл. 2.

Количество газа, извлекаемого из глинистого раствора и измеряемого газоанализатором, определяется:

1)содержанием хг,и(в м3/м3) газа в единице объема разбуренной породы, величина которого зависит от коэффициента пористости и нефтегазонасыщения породы, пластового давления и газового фактора;

2)количеством газа, поступающего за единицу времени в единицу объема раствора,

зависящего от скорости (продолжительности τпр (с/м) проходки, объемной скорости циркуляции υp,з (в м3/с) глинистого раствора на забое, разности между гидростатическим давлением глинистого раствора на уровне пласта и пластовым давлением;

3)физическими свойствами раствора: его вязкостью и сорбционными свойствами глин, на которых приготовлен раствор, затрудняющими извлечение газа из раствора дегазатором.

Первая группа факторов определяет количество газа, находящегося в коллекторе, и дает возможность использовать диаграммы газометрии для выявления газосодержащих пород и оценки их насыщения. Чем выше содержание газа в единице объема разбуренной породы, тем (при прочих равных условиях) значительнее аномалии на диаграммах газометрии скважин.

Рис. 135. Примеры искажений диаграмм газометрии скважин.

а — смещение и размыв аномалии при подъеме раствора с забоя на поверхность (пунктирной линией

196

показан вероятный вид аномалии у забоя); б — влияние последействия пласта α, создавшего аномалию β, в связи с уменьшением плотности глинистого раствора; в — аномалии, обусловленные диффузией и эффузией газа из пород при простое скважины; 1 - глины; 2 – песчаники

Произведение qГ,РET — называемое в практике приведенным газопоказанием Гпр, пропорционально остаточному газосодержанию

величина которого корректируется поправочным коэффициентом Ct за температуру коллектора и реальность газов.

Решение уравнения материального баланса дано в единой системе единиц.

В процессе подъема газа, содержащегося в глинистом растворе, от забоя к устью происходит размыв аномалии, увеличивается ее протяженность и уменьшается амплитуда. При этом в момент регистрации ГСУМ датчик глубин указывает фиктивную глубину Hф, отличающуюся от истинной глубины Нэ забоя, к которой относится .ГСУМ на величину

где Vc— объем затрубного пространства м3; H3 — глубина забоя скважины; dC,CP, dH — средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны бурильных труб, м; QP, ВЫХ,СР — средний расход глинистого раствора м3/с; τПР,ср — среднее значение продолжительности проходки за время, в течение которого раствор с породой был поднят с забоя скважины на поверхность, с/м. В станциях типа АГКС ∆H учитывается автоматически.

Для обеспечения наибольшей точности интерпретации диаграмм газометрии и исключения погрешностей, обусловленных локальными изменениями Е и размывом аномалии {рис. 135, а), интерпретацию данных газометрии проводят в следующем порядке.

1. Определяют по данным комплексной интерпретации геофизических данных видимую мощность hB объекта, с которым связана аномалия на кривой Гсум (qГ,В в %), и подсчитывают вероятное среднее значение исправленного суммарного газопоказания.

где ГСУМ,I, qГВ; — значение ГСУМ и qГ,В в i-й точке аномалий; ГСУМ,Ф и qГ,В,Ф — фоновые значения этих параметров;hГ— мощность аномалии на диаграмме Гсум.

2.Определяют для участка аномалии среднее значение EГ,СР.

3.Рассчитывают среднее значение приведенного газопоказания:

4.Анализируют компонентную характеристику газа, и в зависимости от соотношения между содержанием легких и тяжелых фракций находят:

a) остаточное газосодержание для газоносного коллектора

б) остаточное нефтегазосодержание для нефтеносного коллектора

В этих формулах FГ/FНГ — функции, используемые для оценки нефтегазонасыщения в руководстве; G — газовый фактор, м3/м3, bН — коэффициент увеличения объема газонасыщенной нефти в пластовых условиях (bН определяется по номограмме Стендинга,

приближенно bН =1,05+1,66*10-4 Н).

Для определения параметров хГ,ОСТ (Fr) и хH_Г,ОСТ (FHГ) используют палетки, составленные для района исследования состава газов в термобарических условиях (р, Т) их

залегания. Одна из таких палеток приведена на рис. 136.

197

Рис. 136. Палетка для определения FГ по величинам ГПР и Н.

δГ = 0,6; Т= 321 + 0.025Н (в К); РПЛ= 0.01064Н (в МПа). Шифр кривых —FГ, % (по С. Г. Комарову)

Компонентный анализ газов представляют в виде хроматограммы (рис, 137, а). Относительную концентрацию СН п-го компонента рассчитывают по формуле

здесь Км,п (Км,i) - коэффициент (кратный десяти) загрубления масштаба записи n-го (i-ro) компонента; An (Аi) - амплитуда пики, см; tn (ti)его ширина у основания; Sn- чувствительность хроматографа, см/%.

Рис. 137. Хроматограмма (а) и кривые компонентного состава газа (б).

Нефтяные залежи; 1 — Рпл/Pнас= 4, 2 — Рпл/Pнас =2,3- Рпл/Pнас=1: газовые залежи: 4 — генетически связанные с нефтяными залежами, 5 — генетически не связанные с нефтяными залежами (рис. 137, б по [41]).

Графики рассчитанных значений ClCP,..., Сб,СР сопоставляют с эталонными графиками для типичных газовых, газоконденсат-ных и нефтяных залежей с различными значениями пластового давления рпл и давления риас насыщения для исследуемого района (рис. 137, б). Результаты этих сопоставлений используют при определении нефтегазонасыщения изучаемого объекта,

Кровля газоносного горизонта обычно отмечается четче, чем его подошва. Однако четкость отбивки верхней границы газоносной породы нарушается диффузией газа в покрывающие отложения и размывом аномалии при подъеме раствора (см. рис. 135, а). При негоризонтальном напластовании и эффузии газа по трещинам распространение газа в отложениях, покрывающих газоносной горизонт, может охватывать значительную мощность пород, залегающих выше основного газоносного объекта.

В связи с недостаточной точностью отбивки границ газоносных и нефтеносных пластов по диаграммам газометрии они интерпретируются в комплексе с диаграммами других методов геофизического исследования скважин. Если после внесения всех поправок аномалии на диаграммах газометрии оказываются смещенными относительно залегания коллекторов по данным других геофизических параметров, вероятное положение газоносных и нефтеносных объектов относят к глубинам, определенным по более достоверным данным.

§ 82. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ГАЗОМЕТРИИ СКВАЖИН

Геологическая интепретация данных газометрии скважин сводится к оценке выделенных на диаграммах участков повышенного содержания газа над его фоновыми значениями [41, 42]. Наличие фона объясняется неполной дегазацией глинистого раствора на

198

поверхности и при отсутствии искажающего влияния, определяемого проникновением раствора и его фильтрата в коллектор, не затрудняет выделения продуктивных газоносных и нефтеносных объектов, а также водоносных коллекторов, содержащих в больших количествах растворенный газ. Отделяют газоносные и нефтеносные объекты от водоносных коллекторов на основании сопоставления результатов интерпретации с данными статистического анализа материалов газометрии для водоносных и продуктивных коллекторов изучаемого района. С этой же целью используют специальные палетки, представляющие зависимость объемного содержания газов qГ,Р в глинистом растворе при стандартных условиях от коэффициента kГ породы при р = const и Т = const [41].

Нефтеносные и газоносные коллекторы разделяют по данным хроматографического анализа. Эту же задачу иногда решают по графикам относительных содержаний Сi/Сn: (например, С3/С1,С2/С3 и др.). При разделении газоносных и нефтеносных пород существенное значение имеют данные люминесцентного анализа глинистого раствора и шлама (см, § 83).

На диаграммах газометрии могут наблюдаться аномалии, не соответствующие газосодержанию вскрываемых пород в следующих случаях:

1. При поступлении газа из верхних газоносных пластов, пройденных ранее скважиной. Иногда на это указывает повышенное содержание газа вдоль всей части разреза, подстилающей пласт с высоким газонасыщением. В некоторых случаях связь аномалий с вышележащим газоносным горизонтом может быть установлена по их возникновению при уменьшении плотности δр глинистого раствора (см. рис. 135, б).

2. При проходке пород, содержащих неуглеводородные горючие газы, водород, сероводород и окись углерода. Наличие этих газов определяется анализом.

3.При остановках бурения скважины, при которых глинистый раствор обогащается диффундирующими в него газами (см. рис. 135, в). При последующей Циркуляции раствора зоны, обогащенные газом, создают на диаграмме ГСУМ аномалии. При регистрации этого участка диаграммы в укрупненном масштабе по времени (условной глубины при скорости циркуляции v = const) по зарегистрированным аномалиям в благоприятных условиях могут быть выделены пропущенные или подтверждены выделенные ранее газонефтяные объекты (газометрия скважин после бурения).

4. При добавках в глинистый раствор сырой нефти и нефтепродуктов. Чем легче и меньше окислена нефть, тем в большей степени искажаются диаграммы и затрудняется их интерпретация.

Аномалии на кривых ГСУМ при проходке газо- и пефтенасыщенпых, когда раствор и его фильтрат оттесняют газ от забоя до разрушения породы долотом; б) при вскрытии горизонтов с тяжелой вязкой нефтью; в) при установке дегазатора, тип и конструкция которого не обеспечивают достаточной дегазации раствора.

§ 83. ОСНОВЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ЛЮМИНЕСЦЕНТНОБИТУМИНОЛОГИЧЕСКОГО МЕТОДА

Интерпретация результатов люминесцентно-битуминологического метода основывается на изучении интенсивности и спектра люминесценции образцов пород (керна, шлама), хлороформенных и петролейно-эфирных вытяжек из этих пород и глинистого раствора. Люминесцентный анализ обычно производится в ультрафиолетовых лучах кварцевой ртутной лампы. Спектр люминесценции определяется содержанием в изучаемых образцах пород и растворов легкой (светлые фракции), масляной, смоляной и асфальтеиовой компонент, соответственно люминесцирующих серо-голубым, зеленовато-желтым, желтокоричневым и коричнево-бурым цветом. Как следствие этого, легкие нефти люминесцируют зеленовато-голубым, нефти средней плотности желтовато-кремовым и тяжелые нефти — темно-желто-коричневым цветами.

В люминесцентно-битуминологическом методе используют способы качественного, полуколичественного и количественного

199

анализов.

При качественном анализе исследуемые образцы породы, раствора визуально просматривают в люминескопе. Присутствие битумов устанавливают по точкам свечения, цвет которого дает общее представление о составе битума. Яркость свечения битумоидов вначале возрастает пропорционально их содержанию. Интенсивность свечения достигает максимума при относительно небольшой их концентрации; затем она убывает с ростом концентрации.

Полуколичественное изучение содержания битумов выполняют способами капельного и капиллярного анализов.

При капельном анализе на поверхность изучаемого образца наносят каплю хлороформа. Содержание битума оценивается формой люминесценции пятна, образовавшегося из капли. Сплошная люминесценция пятна указывает на большое содержание битума. При среднем его содержании люминесцирует контур пятна тем больший, чем выше содержание битума, при малом отдельные точки. Цвет люминесцирующего пятна указывает на качественный состав битума: желтоголубой, исчезающий при испарении хлороформа, соответствует легким нефтям, желтый — тяжелым нефтям, коричневый — тяжелым битумоидам.

При капиллярном анализе образец экстрагируют растворителем. В полученный экстракт опускают полоску фильтровальной бумаги, пo капиллярам которой битумы, поднимаясь, разделяются на фракции. Полоску бумаги просвечивают в ультрафиолетовых лучаях и сравнивают с эталонами. Цвет, интенсивность свечения и ширина полос позволяют приближенно оценить состав и содержание битума.

Количественный анализ выполняют по данным определения оптической плотности D электрофотоколориметром экстрактов, приготовленных на хлороформе и петролейном эфире.

Согласно закону Бугера—Ламберта—Бэра, оптическая плотность

D = 2,ЗОЗаС∆l,

где а — постоянная, определяемая составом растворителя и длиной волны; ∆l — толщина слоя растворителя с растворенным битумом; С — концентрация растворенного вещества.

Массовое содержание битумоида определяют на основании сопоставления величины D оптической плотности изучаемого экстракта с оптической плотностью D3T эталонных растворов, по которым составляют градуировочную палетку.

Сопоставление концентраций битумоидов, определенных по данным хлороформенного и петролейно-эфирного экстрактов, дает возможность определить содержание битумоида и установить его характер; хлороформ экстрагирует масла, смолы и асфальтены, петролейный эфир — только масла и смолы.

Значительная разность DХЛ — DПЭФ показывает высокое содержание асфальтенов, характерное для окисленных нефтей и битуминозных пород. Отношение позволяет оценить характер битуминозности изучаемых пород.

Результаты люминесцентно-битуминологического анализа представляют в виде диаграмм, на которых черточками, перпендикулярными к оси глубин, заносят (в заранее выбранном масштабе) концентрации битумов в процентах или долях процента, определенные по образцам пород или глинистого раствора, полученных с этих глубин. Черточки целесообразно наносить, используя различную условную пунктуацию, а в иллюстративных диаграммах — различный цвет, соответствующий наиболее характерному сечению: голубой, зеленый, темно-желтый, коричневый.

Геологическая интерпретация данных люминесцентного анализа сводится к выделению зон с повышенным содержанием битумов и установлению вероятной промышленной нефтеносности изучаемого объекта на основании комплексного анализа данных гэзометрии и других геофизических методов.

При интерпретации данных люминесцентного анализа могут возникнуть погрешности, обусловленные:

200