Отбор образцов пород. При роторном и турбинном бурении для отбора образцов пород из скважин в настоящее время применяют специальные колонковые долота. Эти долота разбуривают не всю поверхность забоя скважины, а лишь некоторое кольцо, оставляя в центре неразрушенный целик породы, называемый керном. Этот способ позволяет отбирать образцы пород разреза в том состоянии и той последовательности, как они залегают в недрах. Отобранный керн поднимается на дневную поверхность, где его всесторонне изучают.
В разведочных скважинах, бурящихся с целью выяснения границ залежи и уточнения ее строения, рекомендуется отбирать керн в контактах свит, а также в зонах маркирующих прослоев. Обязательно надо проводить сплошной отбор керна и полный комплекс промыслово-геофизических и вспомогательных методов исследования в интервалах продуктивных горизонтов.
При бурении оценочных скважин необходим сплошной отбор керна по всей мощности продуктивного горизонта.Для наиболее эффективного извлечения нефти и газа из недр рекомендуется производить отбор керна и детальное его изучение по всей мощности проходимых продуктивных горизонтов во всех эксплуатационных скважинах.
Изучение керна. По керну необходимо определить следующее:
1) наличие признаков нефти и газа;
2) литологическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность;
3) коллекторские свойства пород-коллекторов;
структурные особенности пород и условия их залегания.
Предварительно признаки нефти и газа в кернах изучают на буровой в свежих образцах на поверхности излома. Дальнейшее более детальное исследование производят в геологическом отделе и лабораториях. Отбор образцов горных пород осуществляется по ГОСТ 26450.0-85 со следующим дополнением: представительность отбора керна из интервалов однородных пород должна составлять не менее 2 образцов на 1 метр и возрастать в зависимости от степени их неоднородности, обеспечивая представительство каждой литологической разновидности..
1. При определении коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения используют образцы правильной (цилиндрической, кубической) и произвольной формы массой от 20 до 800 г. При определении пористости литологически однородных пород используют образцы массой от 20 до 60 г и менее.
2. При определении абсолютной газопроницаемости используют образцы правильной (цилиндрической, кубической) формы диаметром 15-35 мм и высотой 20-50 мм или с длиной ребра 15-35 мм.
3. При определении карбонатности керна используют кусочки породы массой 0.5-5 г. произвольной формы, которые затем измельчаются в ступке до порошкообразного состояния (для ускорения реакции с соляной кислотой).
4. Для определения остаточной водонасыщенности керна используют образцы цилиндрической формы диаметром и высотой 30±2 мм. Допускается использование образцов, размеры которых не менее 20 х 20 мм.
5. Для определения плотности скелета горных пород используют образцы как правильной, так и неправильной геометрической формы массой от 20 до 60 г (для литологически однородных пород).
Влияние термодинамических условий на изменение коллекторских свойств пород.
К коллекторским свойствам горных пород относятся пористость, проницаемость, нефте- и газонасыщенность, упругоемкость, коэффициент нефтеотдачи и др.
Методы изучения коллекторских свойств горных пород включают три основные группы исследований: лабораторные, термогидродинамические и промыслово-геофизические:
· лабораторные методы заключаются в исследовании керна с целью получения данных о пористости, проницаемости, водо- и нефтенасыщенности, остаточной водонасыщенности. Результаты являются основой подсчета запасов и проектирования разработки.
· термогидродинамические методы позволяют определить коллекторские свойства непосредственно в скважине по данным об изменениях давления и дебита при разных режимах
эксплуатации скважин. Эти методы в отличие от лабораторных позволяют получить интегральные характеристики призабойной зоны скважин в целом (при исследовании единичных скважин) и достаточно больших участков пласта (при исследовании взаимодействия скважин). Методы делятся на две группы: основанные на закономерностях установившейся фильтрации, например, метод индикаторных кривых, дающих возможность определить проницаемость приза-бойной зоны, и основанные на закономерностях неустановившейся фильтрации, с помощью которых определяется коэффициент пьезопро-водности пласта;
· промыслово-геофизические методы отличаются тем, что данные о коллекторских свойствах пласта, получаемые с их помощью, имеют относительный характер. Однако с учетом данных лабораторных и гидродинамических исследований анализ результатов ГИС позволяет получить всестороннюю характеристику коллектора по всей площади месторождения.
Знание пластовой температуры необходимо для изучения свойств пластовых нефти, газа и воды (при проектировании, осуществлении и анализе разработки пласта), определения режима пласта и динамики движения подземных вод, установления условий формирования залежей нефти и газа и размещения этих залежей в пределах различных структур, а также для изучения теплового поля земной коры (при геофизических исследованиях). Оно оказывает большую помощь и при решении различных технических вопросов, связанных с тампонажем скважин, перфорацией и т. п.
Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле
где G— геотермическая ступень, м/°С; Н— глубина места замера температуры, м; h— глубина слоя с постоянной температурой, м; Т— -температура на глубине °С; t—средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.
Геотермический градиент-ивеличина, на которую повышается температура горных пород в земной коре с увеличением глубины залегания на каждые 100 м. В среднем величина геотермического градиента приблизительно равна 3°С.
Величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом, антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали—зонами пониженной температуры.
С увеличением глубины залегания пород-коллекторов под влиянием геостатического давления растёт их плотность, следовательно, уменьшается пористость и ухудшаются ёмкостно-фильтрационные свойства. Однако в отдельных интервалах глубин коллекторские свойства сохраняются, а иногда даже улучшаются.
Под влиянием тектонических напряжений у карбонатных пород с глубиной наблюдается улучшения коллекторских свойств вследствие образования вторичной пористости (благодаря растворению карбонатного цемента, растрескиванию т.д.).
Увеличение трещиноватости карбонатных отложений происходит в приразломных структурах и при гидроразрыве.
В терригенных породах вторичная пористость на больших глубинах и при высоких температурах возникает в результате выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента при воздействии горячих вод, насыщенных углекислым газом.
Таким образом, уменьшение ёмкости пород-коллекторов на больших глубинах компенсируется появлением трещиноватости и вторичных пор-каверн.