Геологические и геохимические исследования скважин в процессе их строительства

Содержание

 

Введение………………………………………………………………3

 

Геологические методы……………………………………………...4

 

Геохимические методы……………………………………..............7

 

Список используемой литературы……………………………......9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Геологическая информация является основой решения практически всех задач проектировании и управления процессами строительства скважин. Характеристики пород и пластовых флюидов, проходимого скважиной разреза во многом обуславливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, вызовов притока и др. 

Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования, объём и методы которых зависят от целевого назначения скважины. Эти исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной значимости, получение достоверных данных для подсчёта запасов и последующего проектирования системы разработки месторождений, определение эксплуатационных характеристик пласта.

Все применяющиеся в настоящее  время методы изучения разрезов скважин следует разделить на геологические, геофизические и геохимические.

К геологическим методам  относятся изучение разрезов скважин по керну, шламу и образцам породы, отобранным боковым грунтоносом, а также изучение проб нефти, газа и воды, взятых из скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Геологические методы

 

Геологические методы, направленные на составление геологического разреза  подразделяют:

1. Отбор керна и шлама, проб нефти, газа и воды
2. Наблюдение за расходом и качеством промывочной жидкости
3. Испытание нефтегазовых пластов при помощи пластоиспытателей

 

Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды

 

Отбор и изучение керна, шлама  и проб в лабораториях с помощью специальных приборов — основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах углеводородов и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.

Керн – цилиндрический монолит горной породы, полученный путем кольцевого разрушения забоя скважин при бурении. Керн служит основным материалом для изучения геологического строения разреза скважины, является главным прямым источником и носителем информации о свойствах горных пород, обеспечивая визуальное и непосредственное их изучение. Он используется для определения относительного и абсолютного возраста, вещественного состава, петрографических, физических, физико-химических и других характеристик горных пород на всех стадиях геологоразведочного и нефтепромыслового процесса.

Количество отбираемого  из скважины керна зависит от ее категории. В опорных скважинах проходка колонковыми долотами обычно составляет 100 % их глубины. В параметрических скважинах керн отбирается для получения необходимых данных о геологическом   строении   и   нефтегазоносности   новых   перспективных территорий или зон, а также для получения необходимых параметров для интерпретации геофизических материалов. В поисковых скважинах керн отбирается в предполагаемых нефтегазоносных толщах,   в разведочных — только  в пределах  той части нефтегазоносной    толщи,   которая   включает    продуктивные   пласты. В эксплуатационных скважинах керн отбирают в каждой десятой скважине только из нефтяных или газовых пластов для детального изучения их коллекторских свойств. Скважины, в которых отбирают керн, должны   быть равномерно расположены по площади. В нагнетательных скважинах рекомендуется отбирать керн в каждой скважине из интервала продуктивного пласта, в который намечена  закачка   рабочего   агента,   для   определения   пористости и  проницаемости  пород. 

В оценочных скважинах необходимо отбирать керн по всему пласту, в пьезометрических и контрольных скважинах — из продуктивных   пластов.

Литологическую характеристику разреза и признаки нефтеносности в нем можно изучать по шламу. Этот метод значительно уступает методу изучения разреза по керну, так как шлам представляет собой раздробленные долотом кусочки породы. Кроме того, отдельные обломки в зависимости от их диаметра и плотности породы поднимаются по скважине промывочной жидкостью с неодинаковой скоростью, поэтому в образце шлама, отобранном на устье скважины, будут находиться обломки, вынесенные с разной глубины. Это затрудняет определение глубины выноса шлама и привязку образцов к геологическому разрезу. Небольшие обломки пород в шламе не дают возможности определить по ним коллекторские свойства продуктивных пластов и степень их нефтенасыщенности. Несмотря на отмеченные недостатки, шлам следует отбирать в разведочных скважинах всех категорий.

В опорных,  параметрических  и поисковых скважинах шлам отбирают по всему стволу   скважины,  в разведочных — только в интервалах нефтегазоносных свит. В эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважинах шлам, как правило, не отбирают.

Образцы пород также отбираются боковым грунтоносом в разведочных скважинах всех категорий из интервалов, не охарактеризованных керном, для изучения литологии, возраста или нефтеносности пород, слагающих интервал, если нельзя получить однозначный ответ на поставленные вопросы по геофизическим данным. Образцы боковыми грунтоносами отбирают после завершения на скважине промежуточных или окончательных промыслово-геофизических  работ.

Для отбора образцов существуют стреляющие и сверлящие боковые грунтоносы. В настоящее время все большее распространение получает сверлящий боковой грунтонос. С его помощью из скважины извлекают цилиндрические образцы горных пород, высверленные из ее стенок. Диаметр образцов достигает 20 мм, а высота 40 мм. Такой размер образцов позволяет определить литологический состав породы, изучить ее структуру, коллекторские свойства  и   нефтенасыщенность.

 

Испытание скважин  при помощи пластоиспытателей

 

В процессе бурения скважин  производится опробование пластов, перспективных на нефть и газ. Объекты для испытания определяются по данным керна и промыслово-геофизических исследований. Для целей опробования пластов в процессе бурения используются пластоиспытатели, спускаемые в скважину на каротажном кабеле и на бурильных трубах. Пластоиспытатели, спускаемые в скважину на трубах, дают более надежные результаты. С их помощью можно не только установить, чем насыщен пласт (нефтью, газом или водой), но и определить величину притока флюида из пласта и параметры пласта. Пластоиспытатель на каротажном кабеле позволяет выяснить лишь характер насыщения пластов флюидами.

Рекомендуется производить  опробование непосредственно после  вскрытия пластов. Этого правила  особенно следует придерживаться при  опробовании пластоиспытателем на каротажном кабеле из-за его малой емкости. При опробовании пластов, после вскрытия которых скважина длительное время находилась в бурении или простаивала, пластоиспытатели обычно заполняются фильтратом промывочной жидкости.

При бурении скважины также необходимо следить за нефтегазопроявлениями на устье. Нефть обнаруживается в виде пленок в желобах или приемниках. Газ устанавливается по разгазированию раствора. В этих случаях необходимо отбирать на анализ пробы нефти или газа. Следует отбирать на анализ пробы нефти, полученные при испытании   скважины   пластоиспытателями.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Геохимические методы

 

Геохимические методы исследования скважин имеют то преимущество, что  данные о нефтегазонасыщенности пород получают непосредственно в процессе бурения скважин. Это даёт возможность уточнить характер насыщения пород путём отбора керна из пласта, перспективного на нефть или газ.

К числу геохимических  методов относятся газовый каротаж  люминесцентно-битуминологический анализ.

 Основное назначение метода заключается в выявлении нефтяносных и газоносных пластов, пройденных скважиной, и в определении глубин их залегания.

Газовый каротаж. Заключается в изучении содержания углеводородных газов в глинистом растворе, циркулирующем по скважине, шламе и кернах, отбираемых из скважин.

При вскрытии продуктивного  пласта газообразные и жидкие углеводороды попадают в глинистый раствор  и выносятся им на поверхность. Поступающие из скважины керн, шлам и глинистый раствор эпизодически или непрерывно исследуют на содержание газообразных углеводородов. Полученные данные о содержании углеводородных газов используют для построения газокаротажной кривой, показывающей их содержание в растворе, керне и шламе.

При газовом каротаже решаются следующие задачи:

1. Извлечение газа из бурового раствора, керна или шлама при помощи дегазаторов.
2. Анализ газа при помощи газоанализаторов для определения суммарного и раздельного содержания углеводородных газов в глинистом растворе.
3. Привязка результатов анализов к глубинам поступления из пласта в скважину газообразных углеводородов.

 

Люминесцентно-битуминологический анализ. Способность некоторых веществ светиться под воздействие ультра фиолетовых лучей называется люминесценцией. Нефть и твердые битумы относятся к числу веществ, способных интенсивно люминесцировать.

Свойство нефти и твердых  битумов люминесцировать используют для обнаружения весьма малого количества этого вещества в глинистом растворе и в образцах горных пород.

Люминесценция битума определяется двумя его компонентами -маслами и смолами. Поэтому по цвету свечения можно в общих чертах судить о качественном составе битума. Лёгкие фракции нефти, кипящие при 300^о, не люминесцируют. Цвет люминесцирующего пятна  зависит от состава битума, а именно: светло-голубое или голубое пятно соответствует маслянистому битуму; жёлтое, жёлтое с бурым оттенком – смолистому; бурое, бурое с коричневым оттенком – асфальтовому битуму.

Исследование глинистых  растворов при помощи люминесцентно-битуминологического  анализа позволяет отметить появление  нефти в растворе и выявить таким образом нефтеносные пласты.

 Результаты анализа  изображаются графически в условных  единицах и характеризуют изменение  содержания битумов в растворе. Полученная таким образом диаграмма  называется  диаграммой люминесцентного  каротажа.

Оценка данных люминесцентно-битуминологического  анализа исследуемого образца пород  производиться путём сравнения  с эталоном. Каждый эталон имеет  свой номер, определяющий интенсивность  свечения по баллам.

Результаты люминесцентно - битуминологического анализа образца  бурового раствора или шлама следует  относить к той глубине, которую  скважина имела при нахождении этого  образца на забое.

На показания газового каротажа и данные люминесцентно-битуминологического  анализа большое влияние оказывают  свойства глинистого раствора и в  первую очередь его вязкость. Поэтому  наблюдение за изменением свойств раствора является обязательным условием для  правильного истолкования диаграмм газового каротажа и люминесцентного  анализа. Для этого в газокаротажной лаборатории определяют удельный вес, вязкость, водоотдачу, толщину глинистой  корки и содержание песка в  глинистом растворе. А также содержание хлоридов и концентрацию ионов водорода (рН) в фильтрате глинистого раствора.

Повышение содержания ионов  хлора в фильтрате глинистого раствора наблюдается обычно против водоносного горизонта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемой литературы

1. Итенберг С.С. «Промысловая геофизика» М., Гостоптехиздат, 1961, -стр. 86 - 97
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.Н. «Заканчивание скважин», М.: Недра – стр. 626
3. Шахов Л.И. «Общая нефтяная и нефтепромысловая геология», г. Бузулук, Бузулукский колледж промышленности и транспорта, 2009 – стр. 94-95
4. А.И. Булатов, П.П. Макаренко. «Теория и практика заканчивания скважин», М.: Недра, 1998 – стр. 172
5. Лукьянов Э.Е. «Исследование скважин в процессе бурения», М.: Недра, 1979 – стр.106