- •Глава 4. Стадия поиска и оценки месторождений (залежей)
- •4.1. Системы размещения поисковых скважин
- •1. Заложение поисковых скважин в своде складки
- •2. Заложение поисковых скважин на асимметричных складках
- •3. Заложение поисковых скважин по профилю вкрест простирания структуры
- •4. Крест поисковых скважин
- •5. Заложение скважин по методу клина
- •6. Треугольная система расположения поисковых скважин
- •7. Размещение поисковых скважин по радиальным профилям
- •8. Система параллельных профилей поисковых скважин
- •9. Заложение многоствольных поисковых скважин
- •10. Заложение поисковых скважин вдоль длинной оси структур
- •11. Заложение поисковых скважин по диагональному профилю
- •12. Заложение скважин для оценки размеров газовых и нефтегазовых залежей по методу в. П. Савченко
- •13. Заложение поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах
- •14. Заложение поисковых скважин в «принципиальном» направлении
- •15. Метод «критического» направления
- •16. Заложение поисковых скважин в зонах вероятного местонахождения контактов
- •17. Зигзаг-профильное заложение поисковых скважин
- •18. Способ опорного профильного бурения
- •19. Метод «шаг поискового бурения»
- •20. Заложение скважин по показателю удельной высоты залежи
- •21. Способ размещения скважин на массивных залежах
- •22. Метод «различия вариантов»
- •23. Заложение поисковых скважин по равномерной сетке
- •24. Заложение поисковых скважин по случайной сетке
- •4.2. Рекомендуемые системы размещения поисковых и оценочных скважин на ловушках различного типа
- •Заложение скважин на неантиклинальных ловушках
- •4.3. Отбор и обработка керна и шлама
- •4.4.1. Изучение вещественного состава пород Петрографические исследования
- •Изучение глинистых минералов
- •4.4.2. Палеонтологические исследования
- •4.4.3. Определение физических свойств пород
- •Изучение трещиноватости пород
- •4.4.4. Нормы отбора образцов на различные виды исследований
- •4.4.5. Петрофизические исследования
- •4.4.6. Геохимические исследования
- •4.5. Геофизические исследования и работы в скважинах
- •4.5.1. Задачи гирс
- •Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пластов должно обеспечить:
- •Испытания пластов приборами на кабеле и инструментом на бурильных трубах должны обеспечить:
- •4.5.3. Методы гирс
- •Электрические виды каротажа (эк)
- •Зонд, у которого расстояние между парными электродами во много раз меньше расстояния от них до непарного электрода, называется градиент-зондом.
- •В скважинах, бурящихся на нефть и газ, потенциалы пс возникают в основном благодаря диффузии ионов солей на контакте двух сред, содержащих растворы различной концентрации.
- •Измеренная э.Д.С. Пропорциональна кажущейся электропроводности Ок исследуемой неоднородной среды:
- •Термокаротаж (высокоточный, дифференциальный)- т
- •Геотермический градиент зависит от плотности теплового потока и удельного теплового сопротивления пород.
- •Сейсмические наблюдения в скважинах
- •Геохимические методы изучения разрезов скважин
- •Изучение технического состояния скважин
- •4.5.4. Комплексы гирс и основные требования к ним
- •Обязательный комплекс гис в скважинах, бурящихся на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции.
- •4.6. Геологическая интерпретация промыслово-геофизических исследований
- •Выделение коллекторов, определение эффективных нефте- и газонасыщенных толщин
- •Определение коэффициента пористости
- •Оценка характера насыщения
- •Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности
- •4.7. Вскрытие, опробование и испытание продуктивных горизонтов
- •Опробование пластов в процессе бурения
- •Испытание скважин в эксплуатационной колонне
- •4.8. Исследования отобранных проб нефти, газа, конденсата и воды
- •4.9. Оценка запасов категорий с1 и с2
Определение коэффициента пористости
Методика определения коэффициента пористости (Кп) по данным ГИС выбирается в зависимости от типа коллектора и характеристик промывочной жидкости.
Коэффициенты пористости (Кп) коллекторов определяются по материалам ГИС и на образцах пород, отобранных из керна при бурении скважины, либо из ее стенки сверлящим керноотборником на кабеле.
В неглинистых терригенных и карбонатных коллекторах, разбуренных на ПЖ различного состава, Кп определяется отдельно по материалам АК, НК, гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГКП) или в любом сочетании перечисленных методов. В скважинах, пробуренных на водных ПЖ, ориентировочные сведения о Кп получают также по материалам ЭК по удельному сопротивлению промытой зоны (ρпп) или в водонасыщенных частях пластов ниже ВНК или ГВК и за контуром залежи.
В глинистых терригенных и карбонатных коллекторах, разбуренных на пресной водной ПЖ (удельное сопротивление ρс ПЖ превышает 0,2 омм, а отношение ρс/ρв>5), пористость определяется по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК, ПС. Ориентировочные сведения о пористости пород получают также по материалам ЭК. При бурении скважин на минерализованной (ρс <0,2 омм, ρс/ρв>5) или токонепроводящей ПЖ значения Кп определяются по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК.
В коллекторах со сложной структурой порового пространства по материалам ГИС должны определяться общая пористость (Кп) и, при необходимости, пористость матрицы (Кп.м).
В полиминеральных порово-каверновых коллекторах Кп и Кп.м определяются по комплексу материалов НК, ГГКП, АК или НК, ГГКП, ЭК.
В полиминеральных порово-трещинных коллекторах по комплексу материалов АК, НК, ГГКП определяется общая пористость (Кп). Ориентировочная оценка трещинной пористости может быть выполнена по материалам ЭК, полученным на двух ПЖ различной минерализации.
В скважинах, пробуренных на токонепроводящих растворах, коэффициент пористости определяется по материалам ИК и диэлектрического каротажа (ДК).
Петрофизическое обоснование для определения Кп должно устанавливать зависимость геофизических характеристик (άпс, Δt, δ, W, ΔIγ, ρп) от величин обшей и межзерновой пористостей, минерального состава скелета породы, типов и объемов цементирующих минералов и от порозаполняюших флюидов (минерализованная вода, нефть, газ). Петрофизическое обоснование включает зависимости "керн-керн" и "керн-геофизика", в том числе полученные в условиях, моделирующих пластовые.
Значения пористости, найденные по материалам ГИС, должны быть обоснованы результатами ее измерения на представительных образцах керна из интервалов с высоким (более 80%) его выносом.
В случаях, когда определение Кп не реализуется по данным ГИС, коэффициенты пористости определяются на представительных образцах керна.
Оценка характера насыщения
Определение характера насыщения пород коллекторов необходимо для решения задачи о целесообразности спуска колонны и опробования промышленно-нефтегазоносных объектов. Достоверность определения характера насыщения существенно различна для поровых коллекторов, содержащих один тип насыщающего флюида (газ, нефть, воду) и для коллекторов со сложной структурой порового пространства, либо насыщенных двумя-тремя флюидами.
В общем случае поровые нефтегазонасыщенные коллекторы выявляют сопоставлением измеренных в скважине сопротивлений пластов (ρп) с граничным значением этих сопротивлений (ρп гр). Пласт считается продуктивным (т. е. содержит нефть или газ), если ρп > ρп гр, при ρп ~ ρп г он водонасыщен. Дополнительными методами ГИС для определения характера насыщения являются опробование коллекторов приборами на кабеле (ГДК и ОПК) и повторные измерения стационарными (НК) и импульсными (ИННК) нейтронными методами.