ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА
реклама
ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА В геологическом определении пласт (слой) — это тело осадочной горной породы в толще земной коры более или менее однородное по составу (с рядом общих признаков), ограниченное двумя приблизительно параллельными поверхностями, толщина (мощность) которого намного меньше его протяженности. Пласт, из которого существующими методами можно добывать углеводороды в промышленных объемах, называют продуктивным. Продуктивные пласты встречаются на глубинах от нескольких сотен до нескольких тысяч метров. При решении оперативных технических задач в качестве глубины залегания пласта используют расстояние от устья скважины до кровли пласта по стволу скважины. В процессе бурения скважины обычно известны мощность пласта по стволу скважины (h), угол между осью скважины и кровлей (подошвой) пласта (а), угол залегания пласта — угол уклона кровли (подошвы) пласта к горизонту (), истинная мощность пласта hM = hcosa. (1.1) Мощность пласта по вертикали h hb= и (1.2) cos Истинная мощность продуктивного пласта колеблется от десятков сантиметров до десятков метров. Площадь простирания продуктивного пласта может составлять десятки, сотни и тысячи квадратных километров, а его объем - десятки и сотни кубических километров. Структура пласта изображается с помощью геологических профилей (вертикального разреза толщи земной коры, секущего пласт в выбранном направлении) и структурных карт 146], где пласт (его кровлю или подошву) показывают в виде изогипс - линий сечения рельефа кровли (подошвы) пласта (в м) горизонтальными плоскостями, через равные интервалы по вертикали, как показано на рис. 1. Самая распространенная форма продуктивного пласта — антиклиналь (структура с приподнятой центральной частью (сводом) и опущенными краями (крыльями) (см. рис.1). Эта форма наиболее благоприятна для накопления и сохранения углеводородов. Осадочная толща земной коры разделена на комплексы пород (и единицы геоло- гического времени) по определенному сообществу отложенных в них животных и растительных организмов, характерному только для данного комплекса. Возрастная характеристика пласта в геологических единицах времени является его стратиграфической характеристикой. Основная часть продуктивных пластов приурочена в убывающей очередности к отложениям каменноугольного, пермского, девонского и мезозойского возраста 1501. Пористость. Осадочные горные породы обладают пористостью— сстоты. Пористость оценивают через коэффициент пористости т — отношение суммарного объема пустот породы (образца) К„ ко всему объему образца V в долях единицы или процентах: m---=V,,/V. (1.3) Различают пористость общую (абсолютную), когда учитывают объем всех пор, и пористость эффективную (открытую), когда учитывают только поры, сообщающиеся между собой. Объем и размеры пор породы определяют ее коллекторские свойства. Поры пласта служат резервуаром для накопления (содержания) углеводородов, а по каналам между порами углеводороды перемещаются (фильтруются) по пласту. В зависимости от размеров пор, [20 1 различают (по И. М. Губкину) сверхкапиллярные7гГоры (диаметром более 0,5 мм), в которых жидкость может свободно перемещаться, капиллярные поры (от 0,5 до 0,002 мм), в которых на характер перемещения жидкости п газа влияют эффекты поверхностного (контактного) взаимодействия стенок пор и жидкости, а также субкапиллярные поры (с диаметром менее 0,002 мм), в которых действие* молекулярных сил имеет определяющее значение и жидкость практически не перемещается. Чем однороднее пласт по составу, по размерам слагающих частиц, тем выше его пористость. Чем крупнее частицы, слагающие пласт, тем больше размеры пор. Пористость продуктивных пластов (терригенных и карбонатных) колеблется от 5 до 40%. Колебания пористости у карбонатных продуктивных пластов обычно тире, чем у терригенных. Трещиноватость пласта. Помимо пористости, на коллекторские свойства пласта аналогичным образом влияет его трещиноватое! ь. Массовое распространение в пластах имеют микротрещины. По величине раскрытия (ширине) микротрещины делятся 149 | на капиллярные (до 0,01 мм), субкапиллярные (от 0,01 до 0,05 мм) и волосные (от 0,05 до 0,15 мм и более). Емкость микротрещин в пласте обычно не превышает 3% объема пласта. Трещинная часть продуктивного пласта обычно не превышает 10% общей его емкости. Характер насыщения пласта. Вода — обязательный компонент всех проницаемых пород. Продуктивные пласты могут содержать свободную воду (законтурную, подошвенную) и обязательно содержат связанную воду, которая не может быть удалена при разработке пласта. Связанная вода в порах субкапиллярного типа удерживается капиллярным давлением и в виде мениска в местах контакта частиц породы между собой, в порах — молекулярными силами в виде пленки на поверхности пор в гидрофильных (смачивающихся) породах. Содержание связанной воды в нефтяных пластах колеблется от 6 до 70% и тем больше, чем меньше проницаемость пласта и размеры его пор, но больше удельная поверхность пор. Вследствие миграции подвижная пластовая вода может замещатся (газом). Содержащееся связанная вода в пласте при этом остается неизменным, и пласт может разрабатываться как чисто нефтяной (газовый). При замещении нефти водой (в результате разработки пласта или миграционных. процессов) в пласте остается остаточная неподвижная нефть. Содержание остаточной нефти и характер его изменения в общем случае аналогичны описанным для остаточной воды. Проницаемость пласта. Свойство пласта пропускать через себя жидкость, газ или их смесь при наличии перепада давления называют его проницаемостью. Величину проницаемости оценивают коэффициентом проницаемости /епр) который определяет характер пропорциональности скорости фильтрации иф градиенту давления Д/7, вызывающему эту фильтрацию: Ар/Д/ Уф = frnp —, (1.4) * где Д/ — единица пути фильтрационного потока; н — вязкость фильтрующегося флюида. Из формулы (1.4) следует: (, , jt-фИиИДЛ __ LT-*ML-*T-4_ l*npl ~Тд7Р MLT*L~* т. е. проницаемость пласта имеет размерность площади. Поскольку i> = Q//r, (1.6) то QA/|t * м 7i р " " Тд7~' где Q — дебит (расход) фильтрующегося флюида; F — площадь фильтрации. В промысловой практике единицей измерения проницаемости является дарси Д. Один дарси — проницаемость, при которой обеспечивается расход жидкости в 1 см 3/с вязкостью в 1 сП через сечение пласта площадью в 1 см2 при перепаде давления 1 кгс/см2 на длине 1 см. Более мелкая единица проницаемости — милли-дарси (мД), 1 дарси = 1000 миллидарси = 1СГ" см2. Различают [79 I а б с о л ю т н у ю (общую) проницаемость — при фильтрации однородной жидкости или газа и фазовую (эффективную) проницаемость — оценку фильтрации нефти, воды или газа (одной из фаз), по пласту, имеющему многофазовое (многокомпонентное) насыщение. Коэффициент фазовой проницаемости пропорционален коэффициенту абсолютной проницаемости и зависит от удельного содержания данной фазы в общем объеме насыщения, соотношения вязкостей фаз насыщения и от градиента давления (при существенных его изменениях). В условиях испытания необсаженной скважины возможно четырехкомпонентное насыщение продуктивного пласта (газ, нефть, пластовая вода и фильтрат промывочной жидкости). Графическое изображение возможных компонентов фильтрации при насыщении пласта нефтью, газом и водой для фиксированных значений депрессии в зависимости от процентного содержания каждого из компонентов в пласте показано на рис. 2, из которого видно, что фильтрация нефти прекращается.при удельном содержании ее в пласте менее 25%, газа — менее 30% и воды — менее 17%. Приток одновременно всех компонентов имеет сравнительно ограниченную область распространения. Проницаемость трещинных коллекторов разделяют на поровую (межгранулярную, матричную) и трещинную. Трещинная проницаемость горных пород (известняков, доломитов, глинистых сланцев, алевролитов и песчаников) обычно на порядок и более выше их матричной проницаемости. Трещинная проницаемость [261 может определяться из равенства frnp. Tp--=8,5-!04-S2m, (1.8) где В — ширина трещины, мм; т — пористость в долях единицы. Установлено, что проницаемость повышается с увеличением пористости горных пород. Однако у различных пород с одной и той же пористостью проницаемость может быть разной. Такие отклонения обусловлены прежде всего размерами пор (например, у глин, имеющих субкапиллярные поры, пористость может быть до 40%, а проницаемость практически равна нулю), величиной удельной поверхности пор, степенью сцементированности породы, составом ионов породы (поверхность пор с ионами натрия менее проницаема, чем поверх- ность пор с ионами кальция) и водонасыщением пористой среды. Проницаемость — важнейшая характеристика продуктивного пластаТТЭсадочные горные породы делятся [79] на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые. Клщоцицаемым относят гру^ооблрмрчнме„.^ор_ады^гДЛ£^1Ш1к^_д41а£а1Й), слабЪсце-" ментированные и хорошо отсортированные песчано-глинистые породы (пески_>_д£сча_н_ики, алевролиты, крупнопористые лёссы). кавернозные, закарстованные и трещинные карбонатные породы. Эти породы имеют пористость от 20% и выше, сверхкапиллярные и капиллярные поры, как правило, равномерно распределенные по объему, низкое содержание связанной воды. Коэффициент проницаемости этих пород колеблется^от десятк£в до тысяч миллидарси. К полупроницаемым разностям относят плохо отсортированный глинистые пески и песчаники, мелкопористые алевролиты и алевриты, мелкотрещинные песчаники и доломиты. Большая часть пор этих пород субкапиллярного типа. Эти породы обычно характери ПРОНИЦАЕМОСТЬ И ПОРИСТОСТЬ ОСНОВНЫХ ТИПОВ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД Породы I lecKi* однородные крупно- и срсдисзсрмистыс Пески однородные средне- и мелкозернистые Пески мелкозернистые неоднородные Пески нефтяных месторождений Песчаники нефтяных месторождений Ллсиролнты нефтяных месторождений Глины нефтяных месторождений Известняки и доломиты нефтяных месторождений Эффективная проницаемость, мД 30000—300000 Эффективная пористость, % 10000—30000 40 100—10000 0,1 —17000 0,01—7500 0—750 30—35 4—35 1—40 0—35 0—1 0—700 0—40 - 40 зуются повышенным содержанием связанной воды. Коэффициент проницаемости их колеблется_от__0,_1 до 10 мД. Продуктивные пласты бывают проницаемые и полупроницаемые. К практически не^о^ицаемьш__относят породы с коэффициентом проницаемости менееО,! мД. Это глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели, сильно сцементированные пески и песчаники, плотные известняки и доломиты, все породы, имеющие субкапиллярпую пли закрытую пористость. В табл. 1 приведены данные об эффективных проницаемости и пористости основных типов осадочных горных пород. Горное давление. Это давление вышележащих горных пород па пласт, расположенный под ними. Величина горного давления -определяется равенством Prop ~ «Ти/Ю, (1.0) где /;,,,,, горное давление на пласт, кгс/см'-; Н — глубина (отно сительная отметка) залегания пласта, м; \\, — средний объемный вес горной породы над пластом, гс/'см3. Средний объемный вес горной породы 136] при ориентировочных расчетах может быть принят ряшшм 2sS гс/емя. ПЙД ЯРН^ЙНвМ РйрнарО давлении плает испытывает объемное *ежатме. Сжатие в вертикальном направлении превышает сжатие з направлении горизонтальном (боковое сжатие) тем больше, чем ниже пластичность горной породы. У высокопластичных горных пород (например, у соли) на большой глубине вертикальное п боковое сжатия горным давлением практически одинаковы. Пластовое давление. Это давление насыщающего .пласт флюида. Оно является основным источником пластовой энергии, обеспечивающим приток нефти и газа из пласта в скважину. Давление флюида в пласте до начала разработки последнего называют и а – ч а л ь н ы м пластовым д а в л е \ \ \ и и е м. Начальное пластовое давление \ \ \ зависит от глубины залегания пласта, 2000 \'\ — условий его формирования и опредеI 1 \онал ляется через глубинный градиент ила- ill стового давления: 3000 \—|—h—г P™---HaW/\Q, (1.10) 111 где рпл — пластовое давление, кгс/см2; 4000 ' 1 I | Ня — абсолютная отметка кровли, м; Зона \ 1 | W - - глубинный градиент пластового да- анпд I/ \\2 1J вления (прирост давления на 10 м да! L.—1111—S—'2 глубины). 0.8 0.9 W V W, кг^На рис. 3"показано изменение градиента пластового давления с глубиной для разведочных площадей Нижнего Поволжья (627 замеров, 312 пластов на 92 площадях). Соеднее значение глубинного градиента пластового давления составляет \_, 15^и соответствует гидростатическому давлению столба "ШГн(фал"йзованной пластовой воды. _Отклонения н^ачального пл_астового давления в большую сторон у~\югут быть обусловлены превышением уровня зоны питания пласта (выхода пласта на поверхность) или уровня моря над устьем скважины, поднятием пласта с сохранением давления или сжатием пласта в результате геологических процессов (для замкнутых пластов), большой мощностью продуктивного (особенно газоносного) пласта. Такие пласты имеют аномально высокие пластовые давления (АЕШД). Градиент пластового давления по ним может увели-чйваться до 2 и более. Снижение начального пластового давления может иметь место вследствие превышения устья скважины над уровнем зоны пита ния или как результат геологических процессов (АНПД) (погру жение пласта без сжатия, «растяжение» пласта и пр.). Закономер ное снижение пластового давления наблюдается при разработке пласта, отйвре на mm нвфФН ИЛИ Шй; ШН* гШИНйНё |ШНнё в отличие от начального называют текущим. $, Упругоемкость пласта-коллектора. Это свойство пласта определяется объемом н^фтилли воды, который можно извдеаь_ЫЗ_не1°-_ под действи'ём' упругости скелета пласта и _ нась1Щающей_пласт жидкости'ТГри _£Ш1жшШ1_.л. ластоврго_да_влен_ия^ Упругость пласта оц^нТГваюТчерез коэффициент объемной упругости пласта f> * [79 I. Скелет пласта, обр^з^^^ш^юроъо^щостоанстъц, подвергается , сжатйТо~ТОТЛ:ш1Г~да"влением и растяжению давлением насыщающего пласт флюида: Рек = Prop —Рпл, С-Ч) i где рск — давление на скелет пласта; ргс — гидростатическое давление. При снижении пластового давления горное давление практически не меняется и в соответствии с равенством (1.11) давление на скелет пласта возрастает, что приводит к уменьшению объема пор пласта на величину, определяемую равенством АКП ^ РскУплО Ар, (1.12) где Д1/п -- уменьшение объема пор пласта при снижении пластового давления на величину Ар; |3С1< — коэффициент объемной упругости скелета пласта; ^„ — начальный объем пласта. Коэффициент объемной упругости скелета пласта, по данным лабораторных исследований кернов 179], колеблется в пределах (0,3—2,0) 10-* кгс/см3. При снижении пластового давления увеличение объема жидкости за счет ее упругости определяется аналогично равенству (1-12): ДИж = РжУжоДр. (1.13) где ДКЖ — увеличение объема жидкости при уменьшении пластового давления на величину Др; 1/ж0 — начальный объем жидкости; Рж — коэффициент объемной упругости жидкости. В пластовых условиях коэффициент объемной упругости неф-тей равен (7—30) 10"5 кгс/см'2. Коэффициент объемной упругости пластовой воды колеблется в пределах (2,7— 50,0) 10^5 кгс/см2. Суммарный объем жидкости, извлекаемый из пласта засчет суммарной упругости скелета пласта (норового пространства) и насыщающей пласт жидкости при снижении пластового давления, определяется из уравнений (1.12) и (1.13): AV = Д1/„ + ДКЖ = рск1/пл о 'V + Рж Уж о Д/> ~ = Лр(РскКш,о + РжКжо). (1.14) Учитывая, что 1/ж0 — тУ„л0, имеем Д1/== Кпл о А? (Рек + ™рж) =-= КплоД/fP*. (I-15) |где р1* == (0,5—18,5) 10'5 кгс/см2. Пьезопроводность пласта. Этот параметр характеризует темпы перераспределения в пласте давления в условиях упругого режима. Коэффициент пьезопроводнрсти (ем2/с) •---. (U6) d ^^................................... J •~"——_, ____________ ,, - .— ' Для большей части продуктивных пластов коэффициент пьезороводности составляет 1000 < к < 50 000 сма/с. Электрическое сопротивление пласта. Оно определяется сопроивлением его скелета и сопротивлением насыщающих пласт флюиов. Характеризуется удельным сопротивлением в ом-метрах — эпротивлением 1 м3 пласта. Значения удельного электрического сопротивления горных пород и насыщающих флюидов приведены ниже. Удельное электрическое Горная порода или флюид сопротивление. Ом-м Песок и песчаник, насыщенные минера лизованной водой ........................... 0,1—5 Глина, в том числе содержащая минера лизованную воду ............................. 0,5—100 Песок и песчаник, насыщенные нефтью, газом или пресной водой ..... 10—10000 Известняк .............................. 40—100000 Пластовая вода при минерализации от 300 до 30 г/л ......................... 0,02—0.4 Нефть (газ) ..................... 1C4—10s Удельное сопротивление пласта понижается с повышением температуры. На замерах удельного сопротивления горных пород в скважине основан электрический каротаж. Температура и теплопроводность пласта. Толща земной коры обладает естественным тепловым полем. Температура пород повышается с увеличением глубины. Ин- тенсивность роста температуры с глубиной характеризует геотермический градиент — число градусов, на которые повышается температура при увеличении глубины на 100 м. Средние значения геотермического градиента в интервале глубин до 5000 м колеблются от 3 Д) 4° С/100 м. Для отдельных отложений геотермический градиент колеблется от 1,7 до 8,7° С/100 м. При бурении глубокой скважины верхняя часть ее ствола поглощает тепло промывочной жидкости (нагревается), а нижняя часть ствола нагревает эту жидкость и охлаждается. В результате вокруг ствола скважины возникает зона_с нарушенным тепловым ДСшГшж.~Степёнь113мёнёния температуры пласта вокруг скважины при прочих равных условиях определяется теплопроводностью пласта и его теплоемкостью. У__различны2Ц^н_ь1_х пород теплог1гзоводл£сть_крлеблется более _существённо7~чём _TJ;JTJ oejw<oer^. ~^Г^^^ характери_зу_ется _коэффищ1е_нтом, показывающим, сколько грамм-калорий тепла проходит .в_1_с_де£ез 1 см^сечения горной породы при пере"паде температуры, равном 1°С на_1_см Длины горной породы. Наибольшую теплопроводность (0~Д50Т> г-~кал • см/°С• см2• с) име-т/\ пг\п Г'Кал-см ют песчаники, i еплопроводность известняков равна 0,003 —^—$•, С * v> * CM теплопроводность глин 0,002 г-кал-см/с-°С-см2. Теплопроводность породы тем ниже, чем больше воды в ней содержится. В соответствии с теплопроводностью скорость распространения (изменения) температуры самая высокая у песчаников и самая низкая у глин. Эги различия используют для исследования скважин методом термометрии. В скважине с неустановившимся тепловым режимом различные горные породы характеризуются разными отклонениями температуры. В связи с относительно низкой теплопроводностью горных пород нарушенный циркуляцией промывочной жидкости температурный режим прискважинной зоны восстанавливается медленно: за первые сутки — на 50%, через 10 суток — на 75%. Практически полностью восстанавливается температурный режим только через 40—45 сут после прекращения циркуляции промывочной жидкости. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ФЛЮИДОВ, НАСЫЩАЮЩИХ ПЛАСТ Нефть Пластовая нефть — темная, с коричневым оттенком маслянистая вязкая жидкость со специфическим запахом. Состоит из смеси углеводородов с преобладанием метанового (С„Н4л+2) или реже -нафтенового (С„Н.2„) ряда. В нормальных условиях (давление 760 мм рт. ст., температура 15Э С) углеводороды от СН4 до С4Н1П (метан, этан, пропан, бутан) — газы, от QH12 до С1(.Н34 — жидкости. Более тяжелые углеводороды — твердые тела (парафины, смолы). В пластовых условиях обычно и газообразные, и твердые углеводороды растворены в жидких. В нефти в небольших количествах могут присутствовать сера (и ее соединения), кислород, азот, хлор, иод, фосфор, кальций, натрий, магний, следы редкоземельных и радиоактивных элементов. Стандартную плотность нефти определяют при температуре +20° С. Ее значения колеблются от 0,730 до 1,060 г/см:'. •—*г._ Вязкость нефти характеризуется коэффициентом абсолютной (динамической) вязкости — ц. За единицу абсолютной вязкости — пуаз (П) принята вязкость дистиллированной воды в нормальных условиях — касательная сила, приходящаяся на 1 см2 поверхности двух слоев воды в потоке, отстоящих друг от друга на расстоянии 1 см при перемещении одного слоя относительно другого со скоростью 1 см/с; 1 П = 100 сП (сантипуазов). Вязкость пластовых нефтей в нормальных условиях колеблется от 2,8 до 22 сП и более, растет при понижении содержания легких фракций, (увеличении тяжелых фракций) углеводородов. Вязкость нефти существещр_сщокается при повышении температуры. Так, "при температуре 15° С вязкость"жгфт|Г]17Т5°~=~22~сП, прй~темпера-туре 40° С — только 3 сП. Газовый характер нефти — это количество нормальных (при р = 1 к гс/см"5 и / = ПгС) кубометров газа (н-м3), приходящихся на 1 т извлеченной дегазированной нефти. В зависимости от насыщения нефти легкими углеводородами ее газовый фактор колеблется от десятков до сотен нормальных кубометров газа-на 1 т нефти и может быть тем выше, чем выше пластовое давление. Так, при р„л — 500 кгс/см2 газовый фактор нефти может составлять 800 ма газа на 1 т нефти. Растворенный в нефти газ выделяется при снижении давления. Давление, при котором из нефти начинает'"выделяться газ,"называют да в л_е_н и е м н а с_ ы_щ,_е_11 и я. Нефть считают газон асы щэнной, еслй~ёе давле: 'ТГие насыщения равно пластовому давлению, и ненасыщенной, если ее давление насыщенид^наже .пластового^ рЗбъемньТТГ'Тсоэ'ф'ф^шйент пластовой нефти?— это отношение удельного объема ТГефти в~пласте (при пластовых условиях газонасыщения, давления и температуры) к объему этой нефти на поверхности (при р = 760 мм рт. ст. и / = 15° С), сокращенному за счет дегазирования нефти. Этот коэффициент зависит от газового фактора нефти, давления и температуры пласта. При известных значениях этих характеристик, известных удельных весах нефти и газа, объемный коэффициент нефти определяют по стандартным графикам. Так, для у,, = 0,82 и vr = 0,9 (относительный удельный вес по воздуху), рпл — 500 кгс/см2 и t = 120° С при газовом факторе G = 50 м3 газа на 1 т нефти объемный коэффициент пластовой нефти равен 1,05; при газовом факторе G = 500 м3 газа на 1 т нефти объемный коэффициент нефти равен 1,3. JjIlLJl'I£MgJI§HHH гидродинамических характеристик^ пласта в расчетных уравнениях используют дебит и объем нефти, приведенные к пластовым условиям (умнож'ают на велТТчТГну объемного коэффициента). Товарные качества пластовых нефтей стандартизированы по их фракционному составу, определяемому путем многоступенчатого (по температуре) испарения проб нефти (чем тяжелее фракция, тем выше температура ее кипения), по содержанию серы, масел, парафинов и смол. Углеводородный природный газ Углеводрроднш1Л1^Г1^глола1ьш__газ состоит преимущественно из первых четырех групп предельных (насыщенных) углеводородов (С„Н2г1+2) — метана, этана, пропана и бутана. Различают га^г_азовой залежи (при отсутствии нефти), газ газокон^кгатТюТс^местсТрождения (при незначительном содержании легких фракций нефти — конденсата) и газ_нефтяного месторожде-ния из газовой ша_пк_и (свободный газ над нефтенасыщенной частыо~ пласта)" или ^попутный га_з_,_ выделяющийся из нефти при ее добыче. Газ из газонасыщенного пласта содержит метана (самая легкая группа углеводородов) от 97 до 98,5%, а углеводородов первых четырех групп —от 97,8 до 99,9%. Относительная (по воздуху) плотность газа колеблется от 0,565 до 0,656. Газ нефтенасыщенного пласта содержит метана от 30 до 42,5%, а углеводородов первых четырех групп —от 85,4 до 99,5%.Относительная плотность таких газов составляет 0,63—1,24. Кроме углеводородов в состав газа обычно входят сероводород (0—2,8%), углекислый газ (0—25%) и азот (0—52%). Содержание таких примесей в нефтяных газах обычно выше. ^--Хлэотношение между давлением, температурой и объемом реального газа описывается уравнением обобщенного закона газового состояния (уравнением Клапейрона) / РГУГ = zNRT,., Y__ (I.17) где р,. — давление газа, кгс/см2; Vr — объем газа, м3; Т -- температура газа, К; R^ У^Щ^рс^льная_^азоваягюстоя»\1ая (работа 1 моля ...г.аза..-при. повышении его температуры на "PC в условиях постоянного давления), R = 848 кгм/моль-°С; N —число килограмм-молей газа (масса газа в кг, деленная на его относительную молекулярную массу); z — коэффициент сверхсжимаемости газа, учитывающий влияние размеров молекул газа на изменение давления при сжатии газа. Величину г определяют графически (рис. 4) по опытным кривым через приведенные значения критического давления и температуры [28]. -•Критической температур о й_ газа тззьшают-темдер-атур-у». выше кбтор'ой газ не может быть переведен в жидкость при любом давлении. Давление перехода газа в жидкость при критической температур!^ н^э:Щва1ат~ к р итическим. "ЧТтношение давления газа к его критическому давлению называют приведенным критическим давлением. Отношение температуры газа к его критической температуре называют приведенной критической температурой. Для смеси газов (например, для природного углеводородного газа) определяют средневзвешенные критические давление и температуру: PC. «г = £(WKP); (I-18) Гс.кр= V\(yTKp), (1.19) где /7С. кр и Тс. кр — средневзвешенные критические давление и температура смеси газов; у — объемное содержание компонента в смеси; ркр и Ткр — критические давление и температура отдельных компонентов смеси. Для природного газа критическая температура с погрешностью ±20% равна —71° С и критическое давление с погрешностью — 1% равно 45,5 кгс/см2. Коэффициент сверхсжимаемости природного газа колеблется от 0,3 до 1,7. В соответствии с законом Авогадро, равные объемы газов при одинаковых давлении и температуре содержат одинаковое число молекул. Следовательно, плотность газа прямо пропорциональна его молекулярной массе. Удельный объем газа (объем единицы массы) обратно пропорционален молекулярной массе газа. Объем 1 моля любого газа, т. е. произведение удельного объема любого газа на его молекулярную массу, — величина постоянная. Для давления 760 мм рт. ст. и температуры 0° С ЛП-7 22,4 л (или мя), где У -- удельный объем газа (объем в литрах 1 г или в кубических метрах 1 кг газа); М — молекулярная масса газа. — ТАБЛИЦА 2 Оо ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОСНОВНЫХ ДОРОДНОГО Метан Этан Обозначение сн, Молекулярная масса УГЛЕВО- ГАЗА Пропан СгН, Воздух КОМПОНЕНТОВ Бутан 5-глекис-Параметр С,Н, С,Н,0 лыП газ Азот N, 44,01 28.02 28,97 0,9Г>7 1,00 1.25 1,29 " СОг М 16,04 30,07 44,10 58,12 1,038 1,522 2,000 м Плотность по воздуху 0.554 1.514 2(5, У/ Масса 1 м3 газа, кг 0,714 Мг = ^ 1,35 1,97 2,85 Критическая температура, °С —82,5 -г 32,3 Гкр +90,8 ческое давление, кгс 'см2 37,5 1.9G +152 ркр 72.9 33,5 —31,1 13,28 Крити45,8 48,2 42 37.2 Плотность газа и его молекулярная масса связаны равенством м °г = "227" ' В табл. 2 приведены некоторые физические характеристики природного газа и его основных компонентов. .Вя.зкос. т ь г а з_а_н_а. два порядка ниже вязкости нефти. Она повышается с ростом давления. При изменении давления от 1 до 350 кгс/см 2 вязкость газа изменяется от 0,01 до 0,03—0,06 сП (тем больше, чем тяжелее газ). Энтальпий и ость газа — свойство газа изменять теплосодержание при изменении давления. Температура газа повышается при его сжатии и падает при его расширении. Например, 1 кг газа с начальной температурой 100° С и давлением 200 кгс/см 2 при падении давления до 1 кгс/см2 расходует 10 ккал тепла. Падение температуры газа при этом определяется равенством АГГ = (0,17-^0,4) Дрг, где ДГГ — снижение температуры газа, °С; Дрг — снижение давления газа, кгс/см2. Падение температуры тем больше, чем ниже начальная температура газа. По колебаниям температуры в интервале работающего газонасыщенного пласта определяют положение проницаемых (работающих) мощностей. Расход тепла и падение температуры газа при падении его давления определяют с помощью специальных энтальпийных графиков. Пластовая вода Плотность пластовой воды зависит от ее минерализации, количества растворенных в ней солей и колеблется от 1,01 до 1,21 г/см3. Минерализация пластовых вод колеблется от нескольких грамм на 1_л_дэ„350 г/л. Вязкость воды при 20° С и давлении 1 кгс/см8 составляет 1 сП и снижается при повышении температуры. Так, при 100° С вязкость воды равна 0,284 сП. Удельное электрическое сопротивление пластовой воды составляет 0,02—0,2Омм и тем ниже, чем выше минерализация. Растворимость природного газа в воде низкая — от 1 до 4% и тем выше, чем больше давление воды. Химический состав воды является основным показателем при определении принадлежности ее к тому или иному пласту. Пластовая вода нефтяных месторождений характеризуется наличием солей — хлоридов кальция и натрия, гидрокарбонатов натрия, раствора иода, брома, сероводорода, окиси железа, алюминия. Химический состав воды выражают чаще всего в ионной форме, в виде весовых количеств отдельных попов (миллиграммов или граммов), приходящихся на 1 л. Для классификации воды ее состав выражают в эквивалентной форме. Ионы воды соединяются между собой в определгнных соотношениях, зависящих от их атомной (молекулярной) массы и валентности, определяемых через их эквивалентные веса. Эквивалентно и м а с с о и называют отношение атомной (молекулярной) массы иона к его валентности. Например, для иона натрия эквивалентная масса равна 23 : 1 = 23, для иона сернокислой группы — 96 : 2 = 48. При записи массы в эквивалентной форме перед символом иона ставят букву г (реагирующая величина). Так, если в воде имеется натрия 46 мг/л, то содержание иона натрия в эквивалентной форме г Na = —— = 2 мг-экв. ^О В эквивалентной форме сумма масс анионов равна сумме масс катионов. Для классификации вод по химическому составу используют методику Пальмера или методику Сулина. По методике Пальмера при определении химического состава воды выделяют четыре основные солевые группы. Первая..соленость — соли сильных оснований и кислот, обычно хл'орид и сульфат натрия. Вторая соленость — соли щелочноземельных металлов и силь-нь1Х~кислот~— хлориды и сульфаты кальция и магния. Определяют постоянную жесткость воды. Первая щелочность соли щелочных металлов и слабых кислот7ТГаиболе1Гр~аспространена питьевая сода (NaHC03). При наличии первой щелочности вода имеет щелочную реакцию. Вторая щелочность и вторая соленость взаимно исключают друг друга. Вода может быть или жесткой (вторая соленость), или щелочной (первая щелочность), или нейтральной. Вторая щелочность — соли редкоземельных металлов и слабых кислот — гидрокарбонаты кальция, магния и т. д. По соотношению солевых групп выделяют пять классов вод. Дл_ассификадиа_да Падьмер-у-предполагает существование солей 'в виде молекул, что неверно. Однако она удобна для оценки жесткости воды. В основу методики классификации пластовых вод по В. А. Су-лину положены величины следующих трех отношений основных ионов: г Na . г Na — г CI . г CI — г Na ТсГ' г sot ~ г Mg Пластовые воды по значению этих отношений делятся на четыре генетических ти- па (табл. 3), а каждый тип воды — на три группы ТАБЛИЦА 3 КЛАССИФИКАЦИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД ПО В. А. СУЛИНУ Коэффициенты Тип поды rNa rNa — rCI rCI — rNa rCl rSO4 rMg Оульфатнонатриевыи >l <l <0 Гидрокарбонатнонатриевый >l >1 <0 Хлор кальциевый <l <0 >1 Хлормагниевый <1 <0 <1 Примечания. ]. При значении коэффициента, близком к граничному, водуили относят к переходному ти(хлоридная, сульфатная гидрокарбонатная) по преобладающему аниону и на пу. 2. При отсутствии в воде натрия и хлора воду относят к три подгруппы (натриевая, магниевая, кальциевая) по преобладающему катиону (если неопределенному типу. этот катион по химической активности соединяется преимущественно с преобладающим анионом). Преимуществом классификации вод по В. А. Сулину является большая детализация классификации вод, возможность по химическому составу воды получить представление об условиях ее образования (генезисе) и ^хранения. -.Продуктивнь1е.пласты~мог-ут быть встречены на любой глубине осадочной толщи земной коры. Для существования продуктивного пласта необходимы следующие геолого-физические условия: 1) наличие коллектора с паристост-ью_ныше_51%_и_ороницае-мостью выше_Г мД с_пластовым Дав^е^^^.^^тщость1О_ пласта Достаточными, чтобы обесп^~ч^г^^шышле11ньги_при'ток углеводород о в ~ в~ с~квяжи ну; ~2) наличие геологической «ловушки» для накопления и сохранения^углегОЗЩодой_в_Лл/1асте; необходима непроницаемая для углеводородов кровля коллектора и его форма (обусловленная —чггрукТурой залегания пласта или его литологическими особенностями)^ "^Жгоп£ТГяТная^щя^о1Гр1Гн^и^ углеводородов и препят-сТву1Ш[аТ"Т1ё1)ё1^Жц^н11Ю их вверх. Возможным местонахождением залежи является сводовая часть каждого пласта-коллектора, имеющего непроницаемую кровлю. Физико-химические параметры углеводородов являются определяющими при оценке характера насыщения пласта-коллектора. ГЛАВА II КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОИСКОВОЙ СКВАЖИНЫ Основное назначение поисковой скважины — вскрыть заданную толщу отложений земной коры и, используя методы геологин, геофизики, гидродинамики и геохимии, выявить продуктивные (обеспечивающие промышленный приток углеводородов) пласты (интервалы) или однозначно установить их отсутствие. При решении этой задачи используют следующие основные методы исследования разреза поисковой скважины: 1) оперативный геологический контроль бурения; 2) геофизические методы; 3) методы испытания на приток, гидродинамические методы. ОПЕРАТИВНЫЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ БУРЕНИЯ ПОИСКОВОЙ СКВАЖИНЫ Оперативный геолого-технический контроль бурения поисковой скважины является основным методом получения информации о вскрываемом разрезе до испытания скважины, используемой для выбора объекта испытания. На скважине на основе геологотехнического контроля ее бурения оперативно, без зада лжи ванн я времени буровой установки получают пометровую информацию о вскрываемом разрезе, позволяющую выделить коллекторы и во многих случаях оценить характер их насыщения. Оперативный геолого-технический контроль включает следующий комплекс работ: 1) наблюдение за механической скоростью бурения и проходкой на долото; 2) наблюдение за изменением параметров промывочной жидко сти и ее объема в циркуляции; 3) наблюдение и регистрацию газонасыщения промывочной жидкости с экспресс-анализом состава газа, отбор и анализ шлама, отбор и анализ керна. При отработке долота отмечают, сколько минут уходит на бурение 1 м и сколько метров проходит долото при полной его отработке в условиях нормального режима бурения. Регистрация выполняется автоматически или вручную с секундомером (часами) и мерной рейкой. В процессе циркуляции промывочной жидкости с помощью приборов стандартной лаборатории глинистых растворов и замером уровня в приемной емкости буровых насосов фиксируют отклонения ее плотности, вязкости, минерализации, наличие пленок нефти, изменение объема циркуляции, содержание песка. Шлам для анализа отбирают автоматическим шламоотборником в специальный лоток с набором сит, имеющих отверстия диаметром от 1 до 10 мм, на сите-конвейере или в удобном постоянном месте желобной системы ближе к устью скважины, пропуская через шламовое сито около 50 л раствора. На каждый образец необходимо 100—200 г шлама. При высокой скорости механического бурения и хорошей изученности разреза шлам отбирают через 3—5 м, в остальных случаях — через 1—2 м.1 Отобранный шлам промывают водой и немедленно рассматривают его под микроскопом и люминоскопом для обнаружения признаков нефтегазонасыщения (до испарения углеводородов). Определяют массу шлама на каждом размере сита (фракционный состав образцов шлама), шлам высушивают и ссыпают в специальный мешочек с этикеткой. Образцы шлама так же, как и образцы керна, подлежат долговременному хранению. С помощью бинокулярного микроскопа (лупы) на кусочках шлама (целых и предварительно измельченных) определяют: 1) наличие или отсутствие пористости и приближенное ее зна чение; 2) гранулометрический состав зерен, их процентное содержание выделяются следующие фракции по диаметру: от 0,01 до 0,1 мм алевролиты, от 0,1 до 0,25 мм — мелкозернистая, от 0,25 до 0,5 мм — среднезернистая, от 0,5 до 1,0 мм — крупнозернистая, 1—2 мм — грубозернистая; 3) литологический состав образцов с выделением слагающих образец минералов; 4) степень окатанности и сцементированности зерен. Стандартной методикой определяют (в процентах) карбонатность образцов шлама (по объему выделяющегося углекислого газа при реакции 10%-ного раствора НС1 с измельченной навеской шлама). Косвенные признаки разбуривания коллектора: резкое увели-/ чение механической скорости бурения, повышение минерализации ! или вязкости промывочной жидкости, увеличение или снижение . ее объема в циркуляции и аномальное повышение газонасыщения, i пористость и нефтегазонасыщение шлама. Наличия нескольких признаков достаточно, чтобы судить о наличии коллектора, а иногда и о характере его насыщен и я. При получении информации о вскрытии коллектора углубление скважины (сплошное бурение) прекращают и на ее промывке дублируют анализы. Бурение в коллекторе производят колонковым долотом с отбором керна и поинтервальным испытанием трубным испытателем пластов (через каждые 6—9 м). На образцах керна выполняют все анализы, описанные выше для образцов шлама, и дополнительно определяют процент выноса керна и послойное его описание, дают лабораторную оценку пористость и проницаемости наиболее интересных участков керна, описывают особенности залегания пород в интервале отбора керна. Все характеристики, получаемые на основе оперативного геологического контроля бурения скважины, привязывают к глубине. При этом учитывают фактическое отставание момента отбора" пробы (раствора, шлама) от момента вскрытия бурением интервала, который характеризуется этой пробой. При корректировке определяют продолжительность подъема промывочной жидкости с забоя на поверхность. Учитывают также (опытно) оседание шлама (частиц диаметром 0,3 мм и выше) в потоке промывочной жидкости. Данные оперативного геолого-технического контроля сводят в таблицу, на основе которой строят (оперативно на скважине) график комплексной оценки вскрываемого бурением разреза скважины, дающий 100%-ную пометровую освещенность разреза с указанием количества коллекторов, интервалов их залегания и их характеристик. В дальнейшем этот график коррелируют сданными геофизических исследований. Оперативный геолого-технический контроль бурения поисковой скважины позволяет существенно уменьшить объем промежуточных каротажных работ и каротажных работ для испытания скважины трубным испытателем пластов, повышает полноту и достоверность информации, предшествующей испытанию скважины трубным испытателем пластов. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ РАЗРЕЗА ПОИСКОВОЙ СКВАЖИНЫ Промыслово-геофизические методы исследования разреза поисковой скважины основаны на замерах ряда физических характеристик пород, слагающих этот разрез, с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и поверхностного геофизического оборудования [23, 24, 31 1. В комплексе методов исследования скважин геофизические методы занимают ведущее место, их результаты являются основой для литологического и стратиграфического расчленения разреза^ а во многих районах — основной информацией, предшествующей испытанию. Скважинный прибор опускают в скважину на специальном каротажном кабеле с помощью лебедки каротажного подъемника. Регистрацию показаний прибора и управление его работой осуществляют с помощью каротажной станции. Каротажный кабель служит каналом связи между скважинным прибором и каротажной станцией н несет механическую нагрузку. В зависимости от вида работ кабель может быть одно-, трех-, пяти и семижильным. Для исследования скважин применяются следующие основные методы геофизики: электрический каротаж, радиоактивный каротаж, акустический каротаж, ядерномагнитный каротаж, термометрия скважины. Электрический каротаж Этот метод основан на определении и регистрации вдоль ствола скважины проводимости или кажущегося удельного сопротивления пород (КС) и потенциала электрического поля (ПС), самопроизвольно возникающего на границе раздела скважина—пласт. Горные породы обладают естественной электрохимической активностью, потенциал электрического поля которой и называют самопроизвольным потенциалом (ПС). Кривую ПС записывают установкой с двумя электродами. Один электрод находится на скважинном приборе — зонде, второй электрод — на поверхности у устья скважины (заземлен). Изменения самопроизвольного потенциала ПС, замеряемого при движении зонда вдоль стенок скважины (при подъеме зонда), регистрируются на каротажной ленте в удобном для пользования масштабе в виде непрерывной линии. Основными причинами возникновения ПС являются процессы диффузии и ионного обмена, наиболее интенсивного на контакте растворов двух разных минерализации, например промывочной жидкости и флюида пласта-коллектора. В интервале коллектора регистрируется аномалия (отклонение) кривой ПС, отрицательная при использовании пресной промывочной жидкости и положительная при бурении на жидкости высокой минерализации. Повышение глинистости коллектора уменьшает амплитуду ПС. Кривые ПС используют для выделения коллекторов, оценки их глинистости, расчленения геологического разреза, оценки минерализации пластового флюида. Схема электрического каротажа с трехэлектродной установкой показана на рис. 5. В скважину опускают зонд, имеющий три электрода. Четвертый электрод заземляют на устье скважины. Токовые электроды А и В подключены к источнику тока, измерительные электроды М и N — к измерительной (регистрирующей) аппаратуре. При пропускании тока через токовые электроды Л и В между ними возникает электрическое поле. Напряженность этого поля измеряется с помощью электродов М и N и меняется при колебании сопротивления окружающей среды, сопротивления горных пород и промывочной жидкости в зоне расположения зонда. Зонд с двумя измерительными электродами и одним питающим называют однополюсным. Зонд с одним измерительным и двумя питающими электродами называют двухполюсным (применяют реже). По расположению электродов различают потенциал-зонды и градиент-зонды. У потенциал-зонда расстояние между парными электродами (электродами, включенными в одноименную токовую или измерительную цепь) намного больше расстояния от них до непарного электрода. В пределе при однополюсном зонде, когда второй измерительный электрод вынесен на поверхность, измеряется общий потенциал электрического поля (отсюда ^ 1 ^ и название зонда). У градиент-зонда парные электроды сближены, расстояние между ними намного меньше расстояния до непарного электрода. В пределе при двухполюсном зонде расстояние между измерительными (парными) электродами равно нулю. Измеряется градиент потенциала электрического поля в точке расположения этих электродов. Градиент-зонд со сближенными парными электродами внизу называется подошвенным. Этот зонд четко отмечает подошву пласта с повышенным сопротивлением (продуктивного). Градиент-зонд со сближенными парными электродами сверху называют кровельным. Он четко отмечает кровлю пласта с повышенным сопротивлением. Потенциал-зонд является симметричным, максимальное отклонение регистрирует в середине такого пласта. Длина (размер) градиент-зонда — расстояние от непарного электрода до середины между парными (сближенными). Длина потенциал-зонда — расстояние от непарного электрода до среднего. Обычно отношение расстояния от удаленного электрода до сближенных к расстоянию между сближенными устанавливают в пределах от 5 до 10. Точкой записи зонда является точка, расположенная посредине между сближенными электродами. Тип зонда записывают, обозначая электроды в очередности сверху вниз их буквами с цифрами между ними, указывающими расстояние в метрах. Например, A7,5M1,ON—однополюсный (два измерительных электрода — М и /V) подошвенный градиент-зонд размером 8 м или В7,5 АО,75М —• двухполюсный потенциал-зонд размером 0,75 м. Для каждого района экспериментально выбирают оптимальный размер стандартного зонда. Обычно трехэлектродные установки имеют потенциал-зонды размером от 0,2 до 1 м, а градиент-зонды — размером от 0,2 до 8 м. Сопротивление среды, определяемое электрическим каротажем, называют к а ж у щ и м с я, так как это суммарное сопротивление и горной породы, и промывочной жидкости скважины. Кажущееся сопротивление получают из равенства Рк = KbU/l, где К — коэффициент зонда, зависящий от расстояния между электродами, 4n-AN-AM MN I --сила тока между электродами АВ, при регистрации поддерживается постоянной; Д(/ — разность потенциалов (напряжение) между электродами MN (см. рис. 5). Зная размер (диаметр) скважины и электрическое сопротивление промывочной жидкости, по замеренному кажущемуся сопротивлению с помощью расчетных таблиц или палеток определяют истинное сопротивление горной породы в точке регистрации. Запись электрического каротажа проводят в удобном для пользования масштабе в виде графика в координатах: глубина скважины - кажущееся сопротивление. Удельное сопротивление горной породы определяется прежде всего ее литологической характеристикой, сопротивлением насыщающего породу флюида и величиной пористости породы. У пласта-коллектора терригенного типа с хорошей пористостью определяющее влияние на величину кажущегося сопротивления оказывает сопротивление насыщающего пласт флюида. Сопротивление нефти и газа на два-три порядка выше сопротивления пластовой воды, поэтому сопротивление нефте- и газонасыщенного песчаника существенно выше сопротивления водонасыщенного песчаника. В благоприятных условиях на основе электрического каротажа (КС и ПС) по этому признаку можно выделить продуктивный пласт. В современных установках электрического каротажа трех-электродного типа запись КС и ПС ведется одновременно. Для замера КС в цепь подается переменный ток, создающий импульсы ЭДС пропорциональные по амплитуде величине рк. Электродвижущая еила еаменроизволвней поляризации (ПО) — поетэянная плавно изменяющаяся величина. На поверхнасти 8¥И сигналы раз* деляются и направляются на регистрирующее приборы. Имеются установки электрического каротажа, работающие на одножильном кабеле. Совмещение канала связи здесь обеспечивается использованием усилителей и электрических фильтров на скважипиом и поверхностном оборудовании. Глубина исследования электрическим каротажем растет с увеличением размера зонда. Применяя зонды различной длины, можно оценить глубину проникновения фильтрата промывочной жидкости, степень замещения ею пластового флюида, искажающее влияние фильтрата. Для этих целей применяют метод бокового каротажного зондирования (БКЗ), регистрацию кривых КС несколькими (пятью-шестью) зондами разной длины. Обычно используют подошвенные градиент-зонды размерами от 0,55 до 8,5 м. Кривые Б КЗ записывают с помощью специального многоэлектродного зонда-коробки Б КЗ и переключающего устройства, обеспечивающих запись одним прибором всех кривых КС и кривой ПС. Чем длиннее зонд, тем больше минимальная мощность пласта, который может быть отмечен этим зондом. Для выделения коллекторов малой мощности и детализации (расчленения) мощных коллекторов применяют микрозонды с очень малым расстоянием между электрода- ми, регистрирующие кривые микрокаротажа. Микрозонд имеет электродный башмак из изоляционного материала, который в процессе измерений прижимается к стенкам скважины пружинными рессорами. С целью получения более полной информации, уменьшения влияния ствола скважины, улучшения геометрической характеристики зондовых устройств все шире применяются методы электрического каротажа с управляемым электрическим полем (боковой, микробоковой, индукционный, диэлектрический). При частом чередовании пластов разного удельного сопротивления и при высокой минерализации промывочной жидкости для уменьшения влияния ствола скважины применяют метод бокового (БК.) и микробокового (МБК) каротажа. Основной токовый электрод зонда бокового каротажа заключен между двумя экранирующими электродами, через которые проходит ток той же полярности и силы, создавая экран, направляющий ток основного электрода перпендикулярно к оси скважины. В результате снижается влияние вмещающих пород и скважины на величину измеряемого КС. Пои заполнении скважины промывочной жидкостью, не проводящей ток, электрический каротаж выполняют с помощью установки индукционного каротажа. Зонд индукционного каротажа имеет генераторную катушку, через которую пропускают стабильный высокочастотный переменный ток, и приемную катушку (на расстоянии длины зонда от генераторной), в которой наводится ЭДС от переменного магнитного поля, создаваемого в породе токами генераторной катушки. Величина этой ЭДС пропорциональна электропроводности окружающей среды, т. е. регистрируется величина кажущейся удельной электропроводности. Радиоактивный каротаж (РК) Он основан на изучении радиоактивности горных пород и ядерно-физических характеристик слагающих породу минералов. Преимуществом РК является возможность исследования горных пород через обсадную (металлическую) колонну. В практике промысловых геофизических работ используют несколько видов РК. Гамма - каротаж (ГК). Этим методом регистрируется естественная радиоактивность пород, уровень естественного гамма-излучения (электрически нейтральное электромагнитное излучение, аналогичное световому и рентгеновскому). Концентрация радиоактивных элементов в породе зависит от ее возраста и условий формирования. Данные ГК позволяют расчленять разрез по этому признаку. Обычно концентрация радиоактивных элементов существенно выше в глинах, особенно в глубоководных. Установив для конкретного района уровень радиоактивности известных отложений, их в последующем можно выделять по ГК. Нейтронный гамма-каротаж (НГК). Метод основан на регистрации вторичного гамма-излучения, возникающего в результате взаимодействия нейтронов источника излучения с ядрами элементов окружающих пород. Возбужденное этим столкновением ядро элемента горной породы при возвращении в устойчивое (начальное) состояние излучает гамма-кванты. Уровень излучения тем выше, чем больше атомов водорода и хлора в породе, т. е. чем выше водонасыщенность породы. Данные НГК используются для оценки пористости породы (особенно при известной ее глинистости), расчленения разреза, выделения водооодсодержащих пластов. Глубина регистрации НГК составляет 20—70 см и тем ниже, чем выше плотность пород. Гамма-гамма-каротаж (ГГК). Этим методом регистрируется рассеянное гаммаизлучение, генерируемое в окружающую среду источником гамма-квантов. При многократных^столкно-вениях (упругом ударе) с электронами элемента горной породы гаммаквант теряет свою энергию и поглощается веществом (исчезает). Интенсивность рассеянного поглощения гамма-квантов тем выше, чем больше плотность гооной породы. Это свойство лежит в основе расчленения разреза по данным ГГК, оценки плотности пород (величина, обратная пористости). Глубинность метода обычно не превышает 8—10 см. Нейтронный каротаж (НК). Метод основан на регистрации степени рассеивания и поглощения нейтронов источника излучения окружающей гооной породой (окружающей средой), т. е. аналогичен методу ГГК, в отличие от которого фиксируются не гаммакванты, а уровень нейтронного потока. Применяются детекторы (индикаторы) нейтронов быстрых, надтепловых (ННК ) и нейтронов замедленных тепловых (ННКТ). На показания ННКН мало влияет литологический состав пород, им более точно определяется водородосодержание (пористость) породы. На показаниях ННКТ сильно сказываются поглощающие свойства горных пооод, особенно их хлоросодержание. Метод ^эффективен для определения водонефтяного контакта при высокой минерализации воды. При слабой минерализации применяют более чувствительный импульсный нейтрон-нейтронный каротаж с детектором на нейтроны теплового уровня. Акустический каротаж Этим методом измеряются характеристики распространения звуковых волн в горной породе. Применяется он для оценки пористости и характера насьгцения коллектора, оценки качества цементирования обсадной колонны, а также технического состояния скважины и бурильной колонны. В зависимости от литологической характеристики породы, ее пористости, насыщения, температуры скорость распространения упругих волн в ней изменяется от 600 до 7500 м/с. Изменяется также интенсивность затухания звуковой волны. Так, в нефтеносном пласте затухание волны более интенсивное, чем в водоносном, и менее интенсивное, чем в газоносном. При акустическом каротаже регистрируют интенсивность затухания амплитуды волны (каротаж по затуханию) и скорость распространения звуковой волны (интервальное время). Скважинный зонд акустического каротажа имеет один источник звуковой волны, на расстоянии 1—2 м от него расположен приемник и еще через 0,5—1,0 м — второй приемник. Записывается непрерывная кривая, отклонения которой пропорциональны изменению скорости звуковой волны или падению ее интенсивности при перемещении зонда вдоль ствола скважины. Ядерно-магнитный каротаж Метод основан на использовании ЭДС, возникающей в результате изменения ориентации ядер атомов подвижных элементов (ориентированных до этого магнитным полем Земли) при воздействии на них магнитного поля источника, помещенного на каротажном зонде. Замеряют величину ЭДС, обусловленной возвращением ядер в первоначальное положение, и скорость ее затухания. Первый параметр характеризует количество свободной'(подвижной) жидкости (подвижных ядер водорода) в пласте, пропорциональное открытой пористости пласта, второй определяет характер насыщения. Время затухания сигнала для водонасыщенных пластов колеблется от 50 до 600 мс, а для нефтеносных составляет более 600 мс. Термометрия скважины Этим методом исследуются процессы изменения естественного и искусственно созданного теплового поля Земли вдоль ствола скважины. Термокаротаж используют для выделения «работающих» коллекторов, определения естественной температуры разреза, оценки качества тампонажных работ, при ремонтно-изоляционных работах. При соблюдении технических условий на проведение геофизических исследований (стабильная по электрическому сопротивлению и химическому составу промывочная жидкость, замер не позже 3—5 сут после вскрытия интервала бурением, отсутствие неисправностей аппаратуры, высокая стабильность ее работы, отсутствие природных или технических помех) и правильном выборе комплекса геофизических работ возможно достоверное выделение продуктивных пластов и интервалов, где продуктивные пласты отсутствуют. Метод является единственным и самым достоверным для корреляции и расчленения геологического разреза. В сложных геолого-технических условиях (частое чередование разнородных прослоев малой мощности, глубокое проникновение фильтрата промывочной жидкости, изменчивость его электрических характеристик и пр.) или из-за нарушений технических условий на проведение работ нередки случаи, когда значительные интервалы разреза разведочной скважины^по данным геофизических исследований характеризуются как неясные или получают предположительную оценку и нуждаются в дополнительном изучении, уточнении характеристик. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ Гидродинамические методы изучения скважины (пласта), или методы испытания скважины, основаны на вызове и исследовании притока пластового флюида (нефть, газ, пластовая вода) из пласта в скважину или оттока (жидкости, газа) из скважины в пласт. Необходимым условием такого исследования является создание разности давлений между пластом и скважиной, депрессии (для притока из пласта) или репрессии (для оттока в пласт). Это общее условие для всех методов испытания скважин. Когда давление в скважине становится ниже пластового, в нее поступает пластовый флюид, пласт «проявляет» себя. Характер насыщения пласта определяют по пробам пластового флюида, отбираемым на поверхности (у устья) или на забое скважины. На основе характеристик условий (режима) испытания и интенсивности проявления пласта получают оценку его эксплуатационных возможностей. Методы испытания скважины разделяют по технологическому режиму исследования пласта и по технике снижения давления в скважине, создания депрессии. По технологическому режиму гидродинамические методы исследования пластов делят на стационарные, когда изучают установившиеся процессы фильтрации, и экспресс-методы, когда исследуют неустановившиеся процессы фТ?льтрацийГ процессы перераспределения давления или дебита. К стационарным относятся два метода. Метод пробной эксплуатации [16, 421. Объект эксплуатируется более или менее продолжительное время (недели или месяцы). Он обеспечивает получение наиболее точной информации об эксплуатационных возможностях данной скважины, и о пласте в целом, о режиме работы пласта и его размерах. Метод установившихся отборов [54]. Объект эксплуатируют на нескольких режимах кратковременно, до стабилизации режимных параметров эксплуатации. Он дает полную информацию об эксплуатационных возможностях данной скважины, но менее полную (по сравнению с пробной эксплуатацией) информацию о пласте. Стационарные режимы испытания пласта не обеспечивают оценки изменения проницаемости околоствольной зоны пласта, что является их недостатком. К экспресс-методам относятся четыре метода. Метод прослеживания восстановления ; давления в замкнутом объеме скважины после кратковременной эксплуатации пласта. Этот метод обеспечивает получение эксплуатационных характеристик пласта независимо от изменения проницаемости его околоствольной зоны 179]. Метод опробования скважины на приток. После снижения давления в скважине (после создания депрессии) следят за притоком из пласта в скважину, за восстановлением уровня в скважине или за ростом давления на забое при восстановлении этого уровня 142]. Метод менее информативный, чем предыдущий. Метод опробования на приток при забой ной части пласта мощностью 1 —3 м сразу же после вскрытия этого интервала бурением без подъема долота [81 ]. При исследо- вании скважины этим методом в наддолотный комплект включают специальное пакерующее устройство. После вскрытия интервала бурением в бурильные трубы спускают пробоотборник (несколько секций насосно-компрессорных труб). Разгрузкой инструмента на забой и изменением давления в трубах перекрывают пакером кольцевое пространство скважины над долотом, соединяют емкость пустого пробоотборника с забойной (подпакерной) зоной скважины, резко снижая давление в этой зоне. Под действием пластового давления пластовый флюид заполняет емкость пробоотборника и восстанавливает в нем давление, равное или близкое пластовому (при наличии проницаемого коллектора в интервале опробования). Изменение давления в пробоотборнике регистрируется автономным прибором или передается (по кабелю) на поверхность. По окончании опробования пробоотборник с замкнутой пробой пластового флюида поднимают на поверхность, пакерующий узел возвращают в исходное положение и продолжают бурение скважины. Метод эффективен при определении истинной проницаемой мощности пласта, качественной оценке изменения проницаемости по мощности пласта, установлении границ раздела газ—нефть—вода. Преимуществом метода является высокая оперативность, максимальное сокращение времени между вскрытием интервала бурением и его опробованием и на этой основе — высокая достоверность результатов. Недостаток метода,— отсутствие возможности получения гидродинамических характеристик пласта (получают только качественную характеристику его эксплуатационных возможностей). Метод опробования на приток отдельных точек пласта с помощью пробоотборника, спускаемого в скважину на канате (каротажном кабеле). После достижения заданной глубины посредством передачи сигналов управления сверху (по кабелю) с помощью упорного рычага пробоотборник пакерующим резиновым башмаком прижимают к стенке скважины. Через отверстие в центре башмака выбранная (по глубине) точка пласта сообщается с емкостью пробоотборника (3—12 л). Изменения давления в пробоотборнике регистрируются автономным прибором или передаются на поверхность. По окончании отбора пробы пробоотборник возвращают в исходное положение и с замкнутой пробой поднимают на поверхность. Метод удобен для определения границ раздела фаз насыщения пласта и изменения проницаемости по мощности пласта. Он обеспечивает оценку насыщения и качественную характеристику проницаемости отдельных точек пласта. Снижение давления в скважине при ее испытании производится несколькими методами. Метод тартания. Жидкость из скважины отбирают желонкой 1421, спускаемой на канате. Характерной особенностью метода является очень плавный и медленный рост депрессии. Метод наиболее старый и наименее производительный. У нас в стране этот метод уже практически не используется. Метод свабирования. Уровень в скважине снижают с помощью специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором. Обычно в скважину перед сваб^рованием спускают насосно-компрессорные трубы одного диаметра и устье ее оборудуют фонтанной арматурой. Поршень, укрепленный на штанге, спускают в скважину на тарталь-ном канате на 100—300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины большую часть жидкости, оказавшейся над поршнем. Эти операции повторяют до снижен и я уровня жидкости на заданную глубину или до получения пластового флюида. Данный метод более производительный, чем тартание, и иногда еще используется при испытании поисковых скважин. Компрессорный метод. Жидкость из скважины выдавливают сжатым воздухом с помощью компрессора [541 с последующим выпуском этого воздуха на поверхность. Пе- ред компрессированием в скважину спускают насосно-компрессорные (фонтанные) трубы, устье скважины оборудуют фонтанной арматурой. Воздух нагнетают в кольцевое пространство скважины. При использовании пусковых муфт или пусковых клапанов 1541, устанавливаемых на колонне насосно-компрессорных труб, компрессором с максимальным давлением 80 кгс/см2 (наиболее распространен) можно снизить уровень в скважине до 1500 м и более, т. е. снизить давление более чем па 150 кгс.'см2. Компрессорный метод снижения уровня жидкости в скважине широко распространен в промысловой практике. Он более производительный, чем предыдущие методы, и обеспечивает достаточно плавный «запуск» пласта в работу. Метод а э р а ц и и. Требования к подготовке скважины аналогичны требованиям компрессорного метода. Для снижения давления в скважине осуществляют обратную циркуляцию, закачивая одновременно воду и воздух (газ) в такой пропорции, чтобы при подходе этой смеси к башмаку насосно-компрессорных труб давление закачки не превышало рабочее давление компрессора (80 кгс/см'-). Давление циркуляции будет снижаться по мере поступления газированной жидкости в насосно-компрессорные трубы. Продолжая циркуляцию, постепенно уменьшают производительность закачки воды, снижают удельный вес смеси в скважине. При неинтенсивном проявлении пласта этим методом можно снизить уровень в скважине практически на любую глубину без пусковых клапанов или муфт. Метод широко применяется при испытании глубоких поисковых скважин, является более производительным, чем компрессорный. Описанные методы по своему назначению являются промысловыми и используются при освоении продуктивных пластов в эксплуатационных скважинах. При снижении уровня в скважине этими методами технологический режим исследования определяют в зависимости от активности проявления пласта и состава пластового флюида. При высокой интенсивности проявления пласта нефтью или газом жидкость из скважины отбирают до начала ее фонтанирования, после чего пласт испытывают методом установившихся отборов или пробной эксплуатацией. При проявлении пласта без фонтанирования отбор жидкости из скважины продолжают до появления пластового флюида и постоянства состава его проб. При низкой активности проявления углеводородами пласт исследуют методом прослеживания восстановления уровня (контролируют его перемещение.). Проводят повторное вскрытие и интенсифицирующие обработки таких пластов. Положительными особенностями рассмотренных методов снижения давления в скважине являются: 1) возможность передачи скважины в эксплуатацию при получении промышленных притоков углеводородов практически без дополнительного ее переоборудования; Т) возможность неограниченной продолжительности испытания и неограниченных объемов отбора жидкости из скважины (пласта); 4) возможность исследования пласта методом установившихся отборов и пробной эксплуатацией при высокой активности проявления пласта углеводородами. К недостаткам этих методов, снижающим эффективность испытания поисковой скважины, относятся: I) обязательное крепление скважины эксплуатационной колонной и, как следствие этого, возможность испытания объектов только после окончания бурения скважины, большой разрыв "во времени между вскрытием пласта бурением и его испытанием, ухудшающее влияние на пласт продолжительной циркуляции промывочной жидкости, спуска и цементирования колонны; 2) необходимость повторного вскрытия объекта после спуска обсадной колонны; 3) возможность влияния «посторонних» пластов на результаты испытания вследствие некачественного цементирования обсадной колонны; 4) отсутствие технических возможностей создания существенных депрессий при высокой активности проявления пласта; 5) отсутствие возможности объективной оценки изменения проницаемости околоствольной зоны пласта, особенно для пластов низкой активности.проявления; 6) низкая производительность труда, большие затраты времени и средств при испытании. Результаты испытания пластов с применением описанных методов снижения давления в скважине достаточно надежны только при получении промышленного притока углеводородов. При его отсутствии, когда по данным испытания пласт дает приток углеводородов непромышленного значения, приток пластовой воды или притока не дает, отрицательное заключение часто носит вероятностный характер, не исключается потеря продуктивного пласта. МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ТРУБНЫМ ИСПЫТАТЕЛЕМ ПЛАСТОВ Основные особенности метода Данный экспресс-метод основан на прослеживании восстановления давления в интервале испытания после кратковременного дренирования последнего. Он предназначен для испытания перспективных объектов в открытом стволе ...скважины, в процессе бурения с помощью комплекта испытательных инструментов (КИИ), спускаемых в скважину на бурильных трубах. Спуск КИИ производят после полного или частичного вскрытия объекта бурением и подъема долота. После испытания объекта поднимают КИИ из скважины и продолжают бурение. Основными узлами КИИ являются система клапанов, пакер и глубинные регистрирующие манометры. При спуске испытатель пластов закрыт и промывочная жидкость из скважины не попадает в бурильные трубы. Пакер устанавливают в устойчивой части ствола скважины над пластом, подлежащим испытанию, что достигается подбором длины хвостовика (часть труб, заключенных между пакером и забоем скважины). За счет частичной разгрузки колонны бурильных труб (после упора хвостовика в забой скважины) на испытательный инструмент передают осевое сжимающее усилие, нагрузку сжатия. Под действием этой нагрузки уплотняющий элемент пакера деформируется и; увеличиваясь в диаметре, герметично перекрывает ствол скважины, изолирует подпакерную часть ее ствола (интервал испытания). Затем под действием этой же нагрузки открывается испытатель пластов, соединяя подпакерное пространство (испытуемый пласт) с полостью бурильных труб, пустых""^™ частично заполненных жидкостью. Противодавление на пласт резко снижается, и пластовый флюид поступает в бурильные трубы. Этот период испытания называют открытым или периодом притока. В зависимости от состояния открытого ствола скважины и активности проявления пласта продолжительность притока колеблется от нескольких минут до нескольких часов, обеспечивая поступление в трубы представительной пробы пластового флюида. ГЪ скончании притока испытатель пластов закрывают (без нарушения герметичности пакеровки). Испытуемый интервал полностью изолируют от скважины и груб для восстановления пластового давления. Этот пермод испытания называют закрытым или периодом восстановления давления. Цикл собственно испытания объекта трубным пластоиспытате-лем состоит из двух периодов — притока и восстановления давления. Снижение противодавления на пласт, изменение забойного давления на притоке, характер восстановления пластового давления фиксируются во времени на бланках глубинных регистрирующих манометров, установленных под пакером и в трубах над КИИ. По окончании периода восстановления давления для прекращения испытания бурильные трубы приподнимают. Пластоиспытатель закрывается, открывается специальный клапан для выравнивания давления над пакером и под ним. Пакер снимается, его пакерующий элемент уменьшается в диаметре, возвращаясь в первоначальное положение. Испытательный инструмент и бурильные трубы заполненные пластовой жидкостью, поднимают из скважины. При подъеме из бурильных труб отбирают пробы пластовой жидкости и газа. Характер насыщения и эксплуатационные характеристики объекта определяют из анализа проб и обработки диаграмм регистрирующих манометров. Основными положительными особенностями метода испытания скважины трубным испытателем пластов являются следующие: 1) совершенство вскрытия объекта; пласт испытывают в открытом стволе скважины; 2) существенное сокращение интервала времени (до нескольких часов или суток) между вскрытием пласта бурением и его испытанием; 3) гарантия достоверности интервала испытания; исключается возможность влияния или участие в испытании пластов, расположенных вне интервала испытания; 4) более глубокая депрессия и ударный характер ее передачи на пласт, повышающие надежность обнаружения углеводородов в интервала испытания; 5) режимные параметры притока и восстановления давления более полно удовлетворяют условиям теории упругого режима фильтрации, используемой при интерпретации результатов испытания; 6) обеспечивается регистрация процесса на забое, что повышает точность определения режимных параметров испытания; 7) обеспечивается более высокая чувствительность метода регистрации притока и восстановления давления; 8) обеспечивается оценка изменения проницаемости околоствольной зоны пласта во времени, в том числе и для пластов с низкой активностью проявления или бесприточных; 9) исключается необходимость спуска эксплуатационной колонны для испытания скважины; 10) существенно снижаются продолжительность испытания (в 3—4 раза) и его стоимость; 11) обеспечивается оперативное получение информации о продуктивности разреза разведочной скважины за счет совмещения во времени процессов бурения и испытания. Отрицательные особенности метода испытания необсаженной скважины трубным испытателем пластов: 1) ограниченная продолжительность испытания из-за опасности прихвата бурильных труб в открытом стволе скважины; 2) ограниченный отбор (при отсутствии фонтанирования) пластового флюида; 3) малая глубина дренирования пласта при испытании; 4) повышеннь1е требования к состоянию открытого ствола скважины; на спуске— подъеме КИИ недопустимы проработки или промывки скважины; необходимо иметь над пластом устойчивый интервал ствола скважины с номинальным диаметром для установки пакера;. 5) повышенные требования к герметичности колонны бурильных труб и прочности ее на сминающее давление. Организация работ по испытанию необсаженной скважины Для обеспечения высокой эффективности и экономичности испытания необсаженной скважины трубным испытателем пластов подготовка скважины к этому процессу начинается на стадии составления проекта на ее бурение. В проект включают испытание КИИ всех перспективных или возможно перспективных интервалов. Интервалы бурения с оперативным геологическим контролем, комплекс и интервалы геофизических исследований проектируют с учетом обеспечения работ по испытанию скважин КИИ. Система промывочной жидкости, режим бурения, конструкция скважины и бурового инструмента должны обеспечивать возможность испытания всех перспективных объектов в процессе бурения скважины. В условиях развития и освоения этого метода наиболее эффективно выполнение работ специализированными производственными предприятиями. Такая организация в системе Министерства нефтяной промышленности принята в 1970 г. Испытание скважин КИИ выполняют предприятия трестов промысловой геофизики по районам своей деятельности. Основной производственной единицей является партия по испытанию скважин в составе начальника и мастера. По заявке подрядчика партия на договорных началах доставляет на скважину комплект испытательных инструментов и принимает непосредственное участие во всех операциях испытания скважины, выполняемых буровой бригадой, обеспечивает непрерывный технический контроль за ходом этой операции. В отдельных районах работают комплексные партии, оснащенные КИИ и геофизическим оборудованием. Партии по испытанию необсаженной скважины входят в состав специализированного отряда при геофизической экспедиции (конторе) или объединяются в самостоятельную хозрасчетную специализированную партию (экспедицию) по испытанию, скважин. Кроме производственных партий по испытанию, экспедиция имеет геохимическую лабораторию для анализа проб пластового флюида, службы по обслуживанию и ремонту КИИ и КИП, интерпретационную службу. Когда метод испытания скважин КИИ уже освоен предприятиями бурения и является основным при испытании поисковых скважин, при налаженной службе оперативного геологического контроля более рационально выполнять испытание скважин буровой бригадой под наблюдением одного специалиста (инженера по испытанию), который осуществляет технический контроль только на основных операциях процесса. Комплект испытательных инструментов при этом находится на буровой или доставляется туда при необходимости диспетчерской службой предприятия. Определение режима испытания и обработку результатов осуществляет геологическая служба предприятия разведочного бурения. Такая организация работ широко практикуется также за рубежом. КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОИСКОВОЙ СКВАЖИНЫ При исследовании разреза поисковой скважины рассмотренными выше методами последовательно решаются две основные задачи: выделение перспективных на промышленное нефтегазо-насыщение интервалов (объектов) в разрезе скважины и их испытание с целью выделения продуктивных пластов. Основная задача оперативного геологического контроля и геофизических методов — на основе пометрового изучения разреза скважины выделить объекты испытания, интервалы, перспективные в отношении промышленного нефтегазонасыщения, а в благоприятных условиях — продуктивные пласты. В общем случае на основе данных этих методов в разрезе скважины выделяют: продуктивные пласты, нефтегазонасыщенные, возможно, продуктивные пласты, непродуктивные (однозначно) пласты и интервалы, неясные интервалы. При оценке разреза поисковой скважины к перспективным на нефть и газ пластам (интервалам) следует относить те, объем информации по которым не позволяет однозначно отнести их к продуктивным или непродуктивным. В соответствии с изложенным выше, возможно, продуктивные и неясные интервалы разреза поисковой скважины являются объектами испытания, перспективными интервалами или пластами. В отличие от испытания продуктивного пласта в эксплуатационной скважине (цель испытания — определение эксплуатационных характеристик пласта) при испыта- нии перспективного интервала в поисковой скважине основной целью является поиск продуктивного пласта, а при обнаружении последнего—определение его эксплуатационных характеристик. При исследовании перспективного интервала в общем случае необходимо однозначно определить, есть ли в нем пласт с проницаемостью, которая может обеспечить промышленные притоки углеводородов. Если имеется проницаемый пласт, следует точно установить, содержит ли он интервалы, насыщенные углеводородами, т. е. оценить характер насыщения пласта. При наличии проницаемой мощности, насыщенной углеводородами, необходимо однозначно определить, может ли нефтёгазонасыщенный пласт обеспечить промышленные притоки углеводородов. В случае отрицательного результата по любому из этих определений интервал считают непродуктивным, испытание его прекращают. При отрицательных результатах по всем перспективным интервалам разреза скважину (для больших глубин — сооружение милионной стоимости) ликвидируют как выполнившую свое назначение. Если отрицательные результаты получены по всем скважинам, площадь считают непродуктивной, поисковое бурение на ней прекращают! Данные испытания_перспективных интервалов в этом случае'являются основным документом для обоснования отрицательного заключения по пласту (скважине) и, как \ правило, не проверяются какими-либо другими (последующими) работами. При обнаружении в разрезе скважины продуктивного пласта продолжают работы по его доразведке: определяют его размеры, вводят в пробную эксплуатацию, уточняют эксплуатационные характеристики, получают исходные данные для проектирования технологического режима разработки продуктивного пласта. Все эти работы позволяют уточнить оценку продуктивного пласта, полученную при его первом испытании. Таким образом, очевидны необходимость высокой достоверности (надежности) заключения (особенно отрицательного) о перспективном интервале и экономическая целесообразность изучения перспективных интервалов в скважине до спуска в нее эксплуатационной колонны. Достоверность информации и экономичность ее получения возможны только при комплексном использовании_рассмотренных выше методов исследования поисковой скважины. Достоверность выделения непроницаемых интервалов разреза скважины по данным оперативного геологического контроля существенно повышается при подтверждении этой оценки геофизическими данными и приобретает практически 100%-ный уровень после проверки интервала испытание™ КИИ. С этой целью целесообразно испытывать КИИ непроницаемые по имеющимся данным интервалы мощностью от 100 до 300 м_й более. Во многих случаях, вероятностная оценка характера насыщения коллектора или его проницаемости'по материалам геофизических исследований приобретает достоверность после испытания этого коллектора--КИИ. Данные геофизических работ, часто не обеспечивая определение абсолютных значений гидродинамических параметров исследуемых интервалов, имеют высокую точность оценок относительных, сопоставительных. Информативность этих данных существенно повышается при использовании их в комплексе с результатами tf КИИ. Так, если интервал, определенный геофизическими методами jj как наиболее перспективный, при испытании его КИИ окажется м достоверно непрр'дуктивньгм (по насыщению или проницаемости),» остальные интервалы с худшими, по данным геофизики, характеристиками уже однозначно оцениваются как непродуктивные. Испытание объектов КИИ без материалов оперативного геологического контроля .или геофизических исследований принципиально невозможно. Эти материалы служат основой для выбора объекта, определения рациональной мощности интервала и его местоположения в разрезе скважины, выбора оптимальных режимных параметров испытания. Они учитываются и используются при интерпретации ре?зр(^ТЙ^"И6РЬ1Тания скважин КИИ. Таким образом, только комп^ё$£Ш|аван^е упомянутых методов исследования разреза поисковой/скращины обеспечивает достоверную оценку его продуктивности до спуска в скважину эксплуатационной колонны. Подводя итоги изложенному выше, необходимо отметить, что основной задачей исследования разреза поисковой скважины является поиск продуктивных пластов. Метод оперативного геологического контроля бурения скважины и геофизические методы решают эту задачу только в отдельных случаях, при благоприятных условиях. Они обеспечивают высокую эффективность выделения интервалов, перспективных в отношении промышленного нефтегазонасыщения. Этим же целям эффективно служат методы опробования на приток интервалов или отдельных точек пласта в процессе бурения скважины. Метод испытания объектов тр_убным испытателем пластов является экспр^ессметодом прямогр*шда:ТГОгрщукт" ивньГх" тгластов в перспективных интервалах разреза поисковой скважины, завершающим звеном в комплексе исследований разреза, обеспечивающим оценку продуктивнрсти..дазреза-~скважины в процессе ее бурения, без спуска в скважину .эксплуатационной колонны. По технико-технологическим особенностям метод испытания необсаженной скважины трубным испытателем пластов для испытания перспективных интервалов обладает существенными преимуществами перед традиционными промысловыми методами испытания скважин.
