11. Показники неоднорідності гідродинамічних товщ і їх поєднань
Геологічні неоднорідності більш високого ієрархічного рівня, ніж прошарок або пласт це система гідродинамічно зв`язаних прошарків в одному експлуатаційному об`єкті, або гідродинамічно не зв`язані пласти, кожен з яких являє собою підсистему гідродинамічно зв`язаних прошарків. Такі об`єкти утворюють в свою чергу систему пластів, що складає поклад в цілому. Для них найширше використовують показники, запропоновані і апробовані рядом дослідників (Ю.П. Борисов та ін., 1976, В.В. Воїнов та ін., 1966, Е.Н. Сьомін, 1962, В.В. Стасенков та ін., 1972):
– коефіцієнт відносної піщанистості (в межах розрізу однієї свердловини) Кпіщ
Кпіщ = hеф / hзаг ,
де hеф – товщина піщаного прошарку, hзаг – загальна товщина інтервалу розрізу;
– коефіцієнт розчленованості (для покладу в цілому) Кр
,
де n – кількість піщаних прошарків в окремій свердловині; N – загальна кількість свердловин, які розкрили колектор;
– коефіцієнт виклинювання, який показує частку товщини прошарків колектора, що виклинюються Кл:
Кл = hвикл / hеф
за відсутності прошарків, що виклинюються, Кл = 0, за виклинювання всіх прошарків Кл = 1;
– коефіцієнт витриманості Кв = 1 - Кл , характеризує частку неперервної товщини пласта по площі.
Під час визначення перелічених коефіцієнтів враховуєтся товщина піщаних прошарків-колекторів або їх частка у розрізах свердловин. Неоднорідність фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів, яка є визначальним фактором при розробці покладів, в перелічених коефіцієнтах не враховується.
Вказаний недолік усувається коефіцієнтами неоднорідності, запропонованими М.А. Токарєвим (1990). Неоднорідність розраховується за формулою
де Wkп, Wkн – коефіцієнти варіації пористості та нафтонасиченості; М – математичні очікування нафтонасиченої товщини та прошарків неколектора.
В наведеному показнику неоднорідності чисельник характеризує мінливість ємнісних властивостей пласта-колектора, знаменник – мінливість пласта, зумовлену перервністю, розчленованістю та виклинюванням. При цьому чисельник визначається параметрами рівня прошарку, а знаменник параметрами більш високого рівня гідродинамічно зв`язаних прошарків. Обидва рівні тісно пов`язані.
На ще вищому рівні структурної організації нгафтогазоносних об`єктів маємо справу з гідродинамічно відокремленими товщами, поширеними на ділянці покладу складним чином. Застосування тут деяких наведених вище коефіцієнтів не завжди може однозначно характеризувати геологічну неоднорідність, тому для цього рівня М.А. Токарєв пропонує такий варіаційний показник неоднорідності:
Чисельник рівняння представлений коефіцієнтами варіації пористості та нафтонасиченості, а знаменник математичними очікуваннями нафтонасиченої товщини і товщин прошарків неколекторів.
12. Відбір, опис та дослідження керну і шламу продуктивних розрізів
На відміну від опорних, параметричних і спеціальних свердловин, відбір керна в розвідувальних та експлуатаційних свердловинах проводять з перспективних інтервалів і продуктивних горизонтів, використовуючи колонкові долота. Вдається відібрати від 40 до 90 % керна, рідко до 100 % пробуреного інтервалу. Робітники геологічної служби після відбору і опису керна перевіряють збіжність літологічного опису з даними каротажу, уточнюють прив`язку керна і відмічають інтервали відбору на геолого-геофізичному розрізі.
Перед рейсами з відбиранням керну обов`язково виконують контрольний замір бурового інструменту, який записується у буровий та геологічний журнали. Проходка на буровий інструмент з колонковим долотом не повинна бути більшою за довжину секцій грунтоноса, щоб при повному виносі керна він не руйнувався.
Керн під тиском вилучають з грунтоноса, очищають від глинистого розчину без застосування води. Керн вкладають в ящики з секціями, перегородженими дошками, зліва направо, в порядку зростання глибини зразків. При цьому олівцем на перегородках і на етикетках вказують «верх» та «низ» кожного інтервалу
Розбиті куски керна складають по площинах сколювання. Дрібні грудки керну й інший крихкий матеріал складають в мішечки і ставлять на своє місце в керновому ящику.
На етикетках м`яким олівцем в двох примірниках пишуть назву бурової організації, площу, родовище, номер свердловини, дату відбору керну, інтервал відбору, вихід керна в метрах і відсотках по пробуреному інтервалу, номер зразка, короткий опис породи.
Керн з ознаками нафтогазоносності обгортають марлею та парафінують для подальших лабораторних визначень нафтонасичення. Іноді використовують закрутки – скляні банки, які герметизують.
Якщо керн або його уламки відбираються на дослідження, на місце цього керну вкладається мішечок або поліетиленовий пакет з папірцем. Опис керну проводить досвідчений геолог, за посадою зазвичай не нижче інженера-геолога. Порядок опису такий:
Назва і основні властивості, колір у вологому стані, гранулометрична характеристика, наявність включень мінералів та порід (піритизація, уламки філітів, конкреції, каверни і їх заповнення, включення вуглистої речовини, бітумні примазки і ін.), сланцюватість, карбонатність, залишки організмів. Звертають також увагу на наявність рудних і нерудних мінералів, прошарків і тріщинного заповнення рудною та нерудною речовиною.
Візуально ознаки бітумінозності й нафти у порово-тріщинному просторі визначають під люмінесцентним мікроскопом. В ультрафіолетовому випромінюванні свічення вуглеводневих сполук дозволяє визначити масштаби насичення керну, форму знаходження, виділити свіжі «міграційні» бітуми. Проводиться мікрофауністичний аналіз з вказанням основних і рідкісних форм, їх кількості, збереженості, морфозмін тощо. Спорово-пилковий аналіз континентальних і прибережних відкладів дозволяє виконати стратиграфічну розбивку розрізу і уточнити палеогеографічні умови. Це особливо важливо для континентальних палеонтологічно «німих» товщ.
Після встановлення стратиграфічної приналежності дані відбору керну порівнюють з розрізами пробуреної свердловини і нормальним та типовим розрізами. Встановлюють літофаціальні особливості розкритого розрізу, зміни товщин, наявність випадінь окремих прошарків і товщ, інше.
Вибір інтервалів відбору керну, шламу і бокових порід. Залежить від поставлених задач. На новій площі з невстановленою нафтогазоносністю в першій пошуковій свердлвині керн відбирається рівномірно по розрізу, в наступних – у виявлених перспективних інтервалах.
Після встановлення нафтогазоносності у розвідувальних свердловинах керн відбирається в продуктивній товщі з метою вивчення колекторських властивостей та характеру насичення флюїдами. В нагнітальних свердловинах також відбирають керн з товщ, навіть водоносних, і з зони контакту.
По найбільш характерній свердловині з типовим розрізом створюється еталонна колекція. За неможливості охарактеризувати розріз керном однієї свердловини, такий еталон складається з керну двох-трьох свердловин. Довжина кернів еталонного розрізу повинна складати не менше 15-20 см. Короби з керном підписуються з вказанням, що це матеріал еталонного розрізу і номера свердловини, інтервалу і т.ін.
Окремо формуюються колекції взірців (кернів) по маркуючих, тобто реперних та опорних горизонтах, стратиграфічних контактах, зонах незгідностей, тектонічних порушень, нафтогазоносних і бітумінозних, з аномально високою радіоактивністю (масові пошуки), нетиповими фаціями, добре збереженою флорою та фауною і ін.