Спосіб визначення перспективних на нафту і газ колекторів у піщано-глинистих товщах за даними псамітовості

Спосіб визначення перспективних на нафту і газ колекторів у піщано-глин и стих товщах за даними псамітовості, що включає відбір шламу при бурінні свердловин для визначення коефіцієнтів набухання глин, який відрізняється тим, що у шламі досліджують псамітовість порід і за даними її відсоткового вмісту, починаючи від 20%, визначають у розрізах свердловин шари і прошарки, які є перспективними на нафту І газ. Спосіб відноситься до науки "Геологія нафти і газу" і до галузі пошуків та розвідки нафтогазових родовищ. Глинисті утворення, що дуже широко розповсюджені в осадовій оболонці земної кори, у всіх підручниках і наукових монографіях розглядаються як практично непроникні породи, тому відносяться до водоупорів і порід покришок в геології нафти і газу. З точки зору теоретичних основ геології нафти і газу, на відміну від піщаних пластів, в товщах глин не можуть бути виявлені поклади нафти і газу. Але у другій половині минулого століття в глинистих породах було відкрито чимало промислових покладів вуглеводнів, наприклад, в олігоценових відкладах басейнів Середньої і Верхньої' Магдапени Колумбії, у Майкопських глинах Західно-Кубанської западини Роем та в інших седиментаційних басейнах світу. Вказане можна пояснити наступним чином. В глинистих товщах, завжди є дисперснорозсіяні псамітові, тобто піщані осади. Псаміти - це осадові уламки порід, діаметр яких перевищує 0,1мм. Якщо в окремих шарах і прошарках глин відсоток псамітової фракції збільшується, навіть на малу долю по відношенню до вміщуючих їх глинистих порід, то такі інтервали глинистих порід стають відносно проникними в глинистій товщі. В процесі загального ущільнення піщано-глинистої товщі флюїди (вода, газ і нафта) відтискаються в ці шари і прошарки з відносно підвищеним вмістом псамітів, незважаючи на те, що, як правило, відсоток псамітів у вказаних піщано-глинистих шарах і прошарках не сягає величин, щоб їх можна було рахувати піщаниками. їх вміст дорівнює всього 1015 і тільки іноді сягає 20-25%. Такі шари і прошарки, в принципі, є глинами, але насаравді вони виконують роль колекторів, якщо заключені між непроникними глинами. У цих шарах і прошарках після відтискання в них флюїдів проходить процес диференціації флюїдів за густинами. При наявності будь-яких сприятливих структурних або інших умов в таких шарах і прошарках газ займає їх верхню частину, нижче локалізується нафта і ще нижче вода, тобто формується вуглеводневий поклад. Визначення в тонкошаруватих піщаноглинистих товщах перспективних на газ і нафту шарів і прошарків пов'язане завжди з великими труднощами. Внаслідок слабкої диференціації відсоткового вмісту псамітів, геофізичні методи (електро- і радіоактивний каротаж), якими досліджуються та виділяються в розрізах пробурених свердловин перспективні на вуглеводні об'єкти на разі не дають однозначні відповіді про наявність колекторів у тонкошаруватих піщано-глинистих товщах. Для визначення продуктивних інтервалів у розрізах свердловин використовують газовий каротаж, за допомогою якого здійснюється реєстрація відсоткового вмісту вуглеводнів у промивній рідині, що виходить із свердловини під час її буріння. Але ефективність газового каротажу при СО 8434 дослідженні розрізів свердловин, що буряться в піщано-глинистих товщах є дуже мала. Як правило, при бурінні свердловин у піщано-глинистій товщі промивна рідина (глинистий розчин) дуже швидко стає насиченим усіма компонентами, якими складена ця товща, в тому числі і вуглеводневими сполуками. Це відбувається внаслідок так званого "самозамісу" глинистого розчину при бурінні в піщано-глинистих породах. Якщо в глинах, що розбурюються, є водень (Нг), а також сірчаний газ (НгЭ), температура горіння якого є та сама, як у вуглеводнів, то інформативність діаграм газового каротажу стає мінімальною. Саме тому, специфічне обладнання і цілодобове чергування загону газового каротажу (вартість чого достатньо висока) при бурінні свердловин застосовується рідко. У результаті при пошуках І розвідці вуглеводневих покладів у піщано-глинистих відкладах завжди має місце пропуск перспективних на нафту і газ об'єктів, що в Україні недопустимо, в зв'язку із гострим дефіцитом енергоносіїв як у промисловості, так і в побуті. У зв'язку з вищенаведеним при виділенні перспективних на нафту і газ інтервалів у розрізах свердловин, що пробурені у тонкошаруватих піщано-глинистих товщах, слід застосовувати декілька способів. Одним із них є спосіб визначення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин, який нами був запропонований у минулому і який приймається за прототип даної корисної моделі [Орлов О.О., Бенько В.М., Локієв А.В., Омельченко В.Г., Губич І.Б. Спосіб визначення нафтогазоносних шарів в розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин / Деклараційний патент № 60909А, G01V/00. Держдепартамент ПВ., Бюл. №10, 15.10.2003]. Суть прототипного способу наступний. При бурінні свердловин промивною рідиною на поверхню виносяться розбурені уламки порід (шлам), у яких визначаються коефіцієнти набухання глинистих частинок в лабораторних умовах. Чим більше величини коефіцієнтів набухання, тим більше у породі відібраної проби шламу глинистого матеріалу і, навпаки, чим менше величини коефіцієнтів набухання, тим менше у відібраній породі глинистого матеріалу і більше псамітового. Шляхом побудови кривих зміни величини коефіцієнтів набухання по розрізу свердловини, що досліджується, визначають інтервали з відносно підвищеним вмістом псамітів, тобто володіючих проникністю, які є перспективними у відношенні нафтогазоносності. Недоліком прототипного способу є те, що його неможливо виконувати безпосередньо на буровій в силу необхідності застосування спеціального обладнання, що пов'язане із визначенням об'ємів набухлої породи. Визначення коефіцієнтів набухання глинистих порід здійснюється, як правило, в стаціонарних лабораторіях висококваліфікованими спеціалістами певного профілю. Суть корисної моделі. Корисна модель що заявляється, полягає у визначенні інтервалів у розрізах глинистих товщ, що є колекторами, шляхом побудови графіка зміни дисперсної розсіяності псамітів по розрізу сверд ловини безпосередньо в процесі її поглиблення на буровій. Для цього відбирають проби шлама через кожні 1-Зм поглиблення свердловини із вибуреної породи, що постійно виноситься із свердловини. Відібрану пробу зважують і піддають обробці з метою відділення із неї псамітової фракції (тобто зерен діаметром більше ОД МІЙ) ВІД ІНШИХ складових фракцій, що мають діаметр зерен менше 0,1мм. Практика показала, що з цією метою відібрану пробу глинистих порід слід помістити спочатку в розчин перекису водню (НОН), яка значно розрихлює частинки глинистих порід і сприяє відділенню псамітів від пелітових і алевритових фракцій; далі пробу промивають дистильованою водою і після цього обробляють 5% розчином соляної кислоти (НС1) на протязі 5-6 годин для розчинення карбонатів (якщо вони є у відібраній пробі шламу). Наприкінці пробу, що являє собою суміш частинок різного діаметру, промивають 96% розчином технічного спирту, що сприяє швидкому її висушуванню. Далі оброблену пробу просіюють через сито з отворами діаметром 0,1мм. Псамітова фракція, що залишилася в ситах після просіювання, зважується. Визначається відсоток вмісту псамітової' фракції у відібраній пробі порід за формулою: V в.пс. = (Vnp / Vnc) 100%, де V в.пс. - відсотковий вміст псамітів; Vnp. - вага відібраної проби шламу; Vnc - вага псамітів. По мірі буріння будують криву зміни відсоткової концентрації псамітів в глинистих породах по розрізу свердловини. Визначення корективів глибин відбору шламу за рахунок запізнення його виносу глинистим розчином на поверхню при бурінні свердловини визначається відомим способом, що описаний в джерелі: Орлов А.А., Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных областях Украины. - Львов: Издательство при Львовском гос. Университете "Вища школа", 1980, с. 127. Фігури до корисної моделі. На фігурах 1 і 2 ілюструються приклади розрізів свердловин №12-Макунівська і №139ХІдновицька, що пробурені у піщано-глинистій товщі неогену Передкарпаття. Можна побачити, що у розрізах цих свердловин за даними цілого комплексу геофізичних досліджень (колонки 3-7, св. №12Макунівська і колонки 3-6, св. №139-ХІдновицька) шарів колекторів і перспективних на газ і нафту об'єктів виділено не було. Але за даними досліджень зміни псамітовості порід у розрізах вказаних свердловин №12Макунівська і №139-Хїдновицька інтервали, де піщано-глинисті породи володіють відносно підвищеною псамітовістю (до 28% по відношенню 10% у вміщуючих породах), чітко виділяються шари колектори, що є перспективні для зосередження в них нафти або газу. В розрізі свердловини №12Макунівська це видно на кривій колонці 10, Фіг.1 а у розрізі свердловини №139-Хщновицька на кривій колонки 9, Фіг.2). До речі, результати досліджень псамітовості в розрізах свердловин співпали з результатами визначення розподілу коефіцієнтів набухання глинистих порід (колонки 9 - для сверд 8434 ловини №12-МакунІвська і колонка 8 - для свердловини №139-Хідновицька). Корисна модель підтверджується наступними даними. При випробуванні горизонту ВД-14, інтервалів 868-872м і 880886м у свердловині №12-Макунівська і горизонту НД-8, інтервалів 1289-1302м, 1312-1322м і 13301337м у свердловині №139-Хідновицька були одержані промислові припливи газу, що відзначило розкриття нових промислових газоносних об'єктів, які у минулому були пропущені при пошуковорозвідувальних роботах в цьому районі. Слід акцентувати увагу, що до даного часу в піщано-глинистих товщах (як у Передкарпатті, так і в інших нафтогазоносних регіонах) пошуки І розвідка покладів нафти і газу здійснюється в основному в пластах монолітних піщаників, що зосереджені між глинистими породами. Глинисті породи, як правило, не досліджувалися. Однак в останні 10-15 років у Передкарпаття при бурінні експлуатаційних свердловин, а також в процесі пошуків газу у відкладах, що залягають нижче неогенових піщано-глинистих порід, із глинистих порід неогену неодноразово були одержані промислові припливи газу на багатьох площах (Хідновицькій, Макунівській, Залужанській, Більче-Волицькій ) із об'єктів, що являють собою саме глинисті породи. Це вже дозволило приростити видобувні запаси газу. В ми 6 нулому ці об'єкти не діагностувалися як перспективні і не були випробувані, тобто були пропущені. Корисна модель для визначення перспективних на вуглеводні об'єкти, що пропонується, може використовуватися як самостійно, так і в комплексі з іншими способами (геофізичними, способом визначення коефіцієнтів набухання глин та іншими). Нами проаналізований вміст псамітової фракції в 27 розкритих промислових газоносних об'єктах Передкарпаття, що неможна віднести до чистих піщаників. Встановлено, що піщано-глинисті шари і прошарки можна рахувати перспективними при наявності в них псамітової фракції починаючи вже від 20% і більше (Фіг. 1 і 2 колонки 9 і 10). Це пов'язано з тим, що при відсотковому вмісті псамітової фракції у піщано-глинистій породі прошарки породи з вмістом псамітів починаючи від 20% одержують властивості колектора, якщо вони знаходяться серед глин. Наведений спосіб може застосовуватись в нафтогазоносних областях України у піщаноглинистій товщі Передкарпаття, в майкопській світі олігоцену на Скіфській плиті (південь України), в Закарпатській западині, в окремих піщаноглинистих товщах Дніпрово-Донецької западини, а також і в інших седиментаційних басейнах за межами України. 8434 перспективні газоносні об сктк не виділено 10 8434 I • • " . . . " . , . перспективні газоносні об'єкти не виділено I - I I • • - J . I I 11 Комп'ютерна верстка Д Дорошенко 8434 Підписне 12 Тираж 26 прим Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул Урицького, 45, м Киш, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул Глазунова, 1, м Киш - 4 2 , 01601