Спосіб визначення нафтогазоносних шарів в розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин

Спосіб визначення нафтогазоносних шарів в розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин, що включає відбір шламу при бурінні свердловин для побудови ЛІТОЛОГІЧНОГО розрізу, який відрізняється тим, що в шламі досліджують коефіцієнти набухання глинистого матеріалу і по зменшенню їх величин визначають в розрізах свердловин шари і прошарки, які перспективні щодо нафти і газу Спосіб відноситься до галузі пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ і до нафтогазопромислової геології В глинистих товщах осадової оболонки земної кори визначення в розрізах свердловин продуктивних пластів пов'язане з дуже великими труднощами Але в нафтогазоносних регіонах України і за и межами в глинистих товщах зосереджені достатньо великі вуглеводневі ресурси Труднощі визначення продуктивних горизонтів в глинистих товщах пов'язані з тим, що глини, як правило, не є колекторами для вуглеводнів Окремі шари і прошарки в глинах стають колекторами, якщо в їх складі існує піщана фракція, відсотковий вміст якої часто є дуже малий Існуючі геофізичні способи визначення колекторів і продуктивних інтервалів в розрізах свердловин, що розкрили глинисті товщі, не дають, як правило, однозначних відповідей, бо незначне збільшення відсотку піщаної фракції, на каротажних діаграмах геофізичних досліджень свердловин (ГДС) не обумовлює різницю між колекторами і вміщуючими породами Керн, тобто взірці порід, при бурінні відбирається всього у КІЛЬКОСТІ 6-8% від проектної глибини свердловин і шари та прошарки які є продуктивними колекторами, дуже часто по керну залишаються пропущеними і немає можливості зробити порівняльний аналіз між каротажними діаграмами ГДС та відібраним кам'яним матеріалом Визначення продуктивних інтервалів ускладнюється ще тим, що на малих і середніх глибинах пластові води дуже часто слабко мінералізовані і навіть прісні Вони володіють великими електричними опорами, що не дає можливості відрізнити за даними способу електрометрії водоносні шари і прошарки від пластів насичених вуглеводнями Радіоактивні методи ГДС (гамакаротаж - ГК, нейтронний гамакаротаж - НТК), кавернометрія, газовий каротаж та ІНШІ не завжди однозначно виділяють продуктивні інтервали навіть при їх комплексній інтерпретації Найбільш інформативним серед вказаних способів при виділенні продуктивних шарів і прошарків при бурінні свердловин вважається газовий каротаж, який ми приймаємо за прототип нашого винаходу Газовий каротаж - це реєстрація відсоткового вмісту вуглеводневих газів у промивній рідині (як правило це глинистий розчин), що виходить із свердловини при бурінні Прототип нашого винаходу, тобто газовий каротаж, достатньо описаний в підручниках (наприклад М А Жданов Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа - М Недра - 1970, с 35-40), а також в інших літературних джерелах Але газовий каротаж має дуже суттєві недоліки 1 Для проведення газового каротажу при бурінні свердловини необхідно цілодобове чергування спеціалістів на буровій, яку обслуговують ціло о о> о (О добово роботу складної газокаротажної станції Це значно впливає на кошти буріння свердловини 2 На газокаротажній діаграмі газоносні шари і прошарки чітко не відбиваються, якщо свердловиною вже були пройдені шари і прошарки з наявністю вуглеводнів, особливо газу 3 У глинистому розчині, що входить в свердловину може бути газ, внаслідок неповного його очищення в процесі руху по жолобах і у відстійнику на поверхні Газ може бути також в глинах, із яких був приготовлений глинистий розчин 4 В глинистий розчин часто необхідно додавати штучно нафту при розкритті продуктивних горизонтів і у випадках аварій 5 Якщо в глинистий розчин попав водень (ЬЬ) або сірчаний водень (bbS) із порід, в яких буриться свердловина, то на газокаротажних діаграмах спотворюється інформація, бо ЬІ21 H2S у приладі газокаротажної станції горять при тих же температурах що і вуглеводні Спосіб, що пропонується, виключає вказані недоліки Він заключається у визначенні зміни величини коефіцієнту набухання глинистого матеріалу у шламі, тобто уламків вибуреної породи, що виноситься глинистим розчином при бурінні свердловини і обов'язково відбирається через кожні 13 метри проходки свердловини Слід ВІДМІТИТИ, ЩО без виносу шламу промивною рідиною на поверхню, не може здійснюватися буріння свердловин Тому відбір шламу не потребує будь-яких витрат коштів За даними дослідження шламу в міру буріння геологічною службою поступово будуються на буровій ЛІТОЛОГІЧНИЙ та стратиграфічний розрізи свердловин Винахід передбачає, крім побудови розрізів свердловин по шламу, визначення коефіцієнтів набухання (Кнаб) глинистого матеріалу в уламках шламу, що виноситься промивною рідиною на поверхню, який вираховується за рівнянням KHa6=(VH-Vc)/Vc, де VH - об'єм набухшої породи, в см 3 , Vc - об'єм сухої породи, в см Визначення Кнаб може проводитись в лабораторних умовах, а також безпосередньо на буровій за допомогою електричних сушильних шаф Спочатку проба шламу кладеться в ємність з водою (за мінералізацією пластових вод в даному районі) для насичення на термін доти, доки вага проби не буде змінюватись, потім проба шламу висушується у сушильній шафі, також до постійної ваги Відомо, ЩО при проникненні води в пори будьякої породи фазова проникність її для вуглеводневих сполук зменшується і при певній КІЛЬКОСТІ води, що проникла в породу, фазова проникність для вуглеводнів стає рівною нулю Навпаки при зменшенні фазової проникності для води, фазова проникність для вуглеводнів (нафти або газу) збільшується і при певній її величині фазова проникність для води буде дорівнювати нулю В даному випадку в колекторі можуть існувати і рухатись тільки вуглеводневі сполуки Ця закономірність описана у багатьох літературних джерелах, (наприклад М А Жданов Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа - М Недра, 1970 - с 112-115) Шляхом дослідження глинистої товщі неогену Зовнішньої зони Передка 60909 рпатського прогину нами встановлено, що вказаний ефект чітко проявляється і у глинистих породах А у зв'язку з тим, що глини при проникненні в них води, більше як ІНШІ породи, схильні до набухання, шляхом дослідження зміни коефіцієнту набухання в розрізах свердловин, що буряться в глинистих товщах нафтогазоносних регіонів, можна визначити шари і прошарки, що насичені не водою, а вуглеводневими сполуками Винахід передбачає побудову графіка зміни Кнаб по мірі буріння свердловини Зменшення значень Кнаб в глинистій товщі вказує на перспективність того або іншого інтервалу в розрізі свердловини Вказане особливо має ЦІННІСТЬ при пошуках і розвідці нафтогазоносних шарів і прошарків на малих і середніх глибинах, бо при наявності в породі прісної або слабкомшералізованої води, що дуже часто зустрічається на малих і середніх глибинах так званих зон аерації (ІНОДІ це зустрічається і на великих глибинах, якщо води конденсаційного походження), то в глинистих відкладах вказані шари і прошарки на електрокаротажних діаграмах ГДС не відрізняються від нафтогазоносних шарів і прошарків в наслідок високих електричних опорів прісних і слабкомшералізованих вод Наші дослідження показали, що відрізнити в таких випадках газоносний або нафтоносний шар від водоносного можна за даними коефіцієнтів набухання, величини яких чітко зменшуються в інтервалах, де піщано-глинисті породи насичені вуглеводневими сполуками Підтвердження вище викладеного наводиться в таблиці 1 та в таблиці 2, де наводиться порівняння даних ГДС (стандартного електрокаротажу, кавернометрм, радіоактивного каротажу) з даними визначення величин коефіцієнту набухання (Кнаб), а також з результатами інтерпретації діаграм ГДС, і що головне, з фактичними даними, що одержані при випробуванні свердловини №55 - Залужани, яка розкрила глинисту товщу неогену Зовнішньої зони Передкарпатського прогину Із рисунка 1 і таблиці 1 видно, що Кнаб всюди зменшується в інтервалах газоносних шарів до величини 4 і навіть 3, і збільшується в інтервалах водонасичених шарів до величини 5-6 і навіть більше Це спостерігається в інтервалі 1806-181 Ом, де величина коефіцієнта набухання порівнюється з результатами інтерпретації ГДС, які проведені Карпатською геофізичною експедицією (м ІваноФранківськ) В інтервалах 2320-2327м, 2370-2375м та 2415-2420м, де величина Кнаб порівнюється з результатами інтерпретації ГДС і підтверджується результатами випробування свердловини після перфорації обсадної колони Газоносні пласти в розрізі свердловини №55 Залужани за даними Кнаб чітко виділяються в інтервалах 1750-1754м, 1764-1774м, 1903-1915м, 1930-1940м, 1980-1993м, 2090-2100м та 21302140м (в цих інтервалах величина Кнаб порівнюється з результатами інтерпретації ГДС) та в інтервалах 2430-2440м, 2451-2460 і 2500-2510м, де вони порівнюються з результатами інтерпретації ГДС та підтверджуються результатами випробування свердловини Причому, серед інтервалів, що були випробувані, величини Кнаб (тобто за запропонованим способом) точніше дають ВІДПОВІДЬ 60909 рдловини №55 - Залужани, що є основою запропро можливу газоносність шарів порід в інтервапонованого способу, перевірялось і в інших свердлах 2451-2460м та 2500-2510м, ніж газовий кароловинах, що пробурені і глинистій товщі неогену таж (прототип способу), а також і електрометрія та Зовнішньої зони Передкарпатського прогину Всюрадіоактивний каротаж Цікаво, що в цих інтервади в газоносних пластах фіксувалось зменшення лах дані про Кнаб найкраще узгоджуються з даними кавернометрм, в зв'язку з відсутністю в цих інтерВеЛИЧИН Кнаб валах каверн і відносного зменшення діаметру Визначення коефіцієнтів набухання глинистих свердловини Це має місце там, де збільшується порід в шламі не потребує додаткових суттєвих піскуватість глин, що призводить до інфільтрації із коштів глинистого розчину водної фази в породи, а на Спосіб визначення нафтогазоносних шарів в поверхні стінок свердловини відкладається глинирозрізах свердловин за даними коефіцієнтів набуста кірка Але, для способу, що запропонований хання глин може застосовуватися як самостійно нами, у вказаних інтервалах зменшення величини (на свердловині при ПІДГОТОВЦІ перших висновків), Кнаб вказує на можливу газонасиченість тут порід, так і при розробці остаточних заключень в комплещо підтверджується результатами випробування ксі з результатами інтерпретації даних ГДС Висновки про збільшення величин коефіцієнтів Кнаб в інтервалах газоносних пластів в розрізі све 60909 Таблиця 2 Результати визначення коефіцієнту набухання глин в свердловині №55 - Залужани Інтервал,м Горизонт Об'єм сухої п р о б и , M M J загальний глини(\/с) Об'єм набухлої п р о б и , M M J загальний глини(\/н) к„а6 Насичення 1750-1754 НД-4 650,1 434,2 2412,5 2196,7 4,1 газонасичений 1764-1774 НД-4 780,1 396,3 2408,8 2025,0 4,1 газонасичений 1806-1810 НД-4 624,1 289,6 2355,0 2020,5 6,0 водонасичений 1903-1915 НД-5 728,1 390,1 2741,9 2174,2 4,6 газонасичений 1930-1940 НД-5 1118,1 308,6 2512,0 1702,5 4,5 газонасичений 1980-1993 НД-6 780,1 457,9 2512,0 2189,8 3,8 газонасичений 2090-2100 НД-7 858,1 446,2 2826,0 2414,1 4,4 газонасичений 2130-2140 НД-8 936,1 618,8 2695,8 2378,4 2,8 газонасичений 2320-2327 НД-9 920,1 441,7 3488,6 3010,2 5,8 водонасичений 2370-2375 НД-9 920,1 204,3 2061,5 1345,6 5,6 водонасичений 2415-2420 НД-9 845,1 365,1 3015,2 2574,2 6,1 водонасичений 2430-2440 НД-9 815,0 526,5 2577,4 2288,9 3,3 газонасичений 2451-2460 НД-9 815,0 643,8 2512,0 2340,9 2,6 газонасичений 2500-2510 НД-9 788,7 465,3 2198,0 1874,6 3,0 газонасичений Комп'ютерна верстка М Мацело Підписне Примітка заданими где заданими где заданими где заданими где заданими где заданими где заданими где заданими где заданими випробування заданими випробування заданими випробування заданими випробування заданими випробування заданими випробування Тираж39 прим Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, Львівська площа, 8, м Київ, МСП, 04655, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119