Основні теоретичні положення

Геологічною документацією по свердловині називають документи, що характеризують процес буріння свердловини і виконання різних операцій. Залежно від характеру операцій які виконуються виділяють такі документи:

1) геолого-технічний наряд – основний проектний документ на буріння свердловини (індивідуальний або типовий), який визначає детальний прогноз геологічної характеристики розрізу, обов’язковий комплекс геологічних і геофізичних досліджень, технологію буріння, досліджень та якість промивальної (бурової) рідини, конструкцію свердловини, інтервали випробовування пластів та перфорації;

2) первинні документи, які складаються в процесі буріння (добові рапорти з буріння, колекторські книжки, вахтові журнали тощо), в яких у хронологічному порядку щоденно вносяться відомості про хід буріння, спостереження за промивальною рідиною і нафтогазоводопроявами у свердловині, опускання і цементування колон, випробовування їх на герметичність, перфорацію і результати випробовування, опис кернів, зразків порід, що відібрані ґрунтоносами, шламу, аналізів води, нафти і газу тощо.

3) акти на проведення основних операцій при бурінні – про закладання свердловини і здавання точки для буріння; про початок і кінець буріння; про опускання і цементування колон; про випробовування колони на герметичність; про результати випробовування пластів у процесі буріння; про перфорацію колони; про результати випробовування свердловини;

4) основні геологічні документи по пробуреній свердловині – буровий журнал, що заповнюється щоденно і відображає весь хід процесу буріння свердловини (проходка, глибина вибою, винос шламу і керна, зміна інструменту, розмір робочого інструменту, якість промивальної рідини, витрати часу на окремі операції, спостереження за свердловиною і т.д.), каротажні криві, геологічний розріз свердловини.

Важливе значення для документації свердловин має дослідження керну. Проходка з відбором керна залежно від вивченості розрізу і глибини свердловини має бути не менше:

– у невивчених і маловивчених районах – 20 % загальної глибини свердловини;

– у районах з вивченою верхньою частиною розрізу у свердловинах глибиною до 4 км – 30 % товщини комплексу порід, що вивчається, і 10 % іншої частини розрізу, а у свердловинах глибиною понад 4 км – 20 % товщини комплексу порід, що вивчається, і 8 : іншої частини розрізу;

– у групових свердловинах, що буряться на одному профільному перетині, проходка з відбором керна може бути понижена, але повинна складати у свердловинах глибиною до 4 км не менше 10 %, а у свердловинах глибиною понад 4 км – не менше 5 % товщини комплексу порід, що підлягають вивченню.

У інтервалах можливого розкриття рудних тіл чи покладів нафти і газу робиться суцільний відбір керну.

При бурінні алмазними породоруйнівними інструментами в монолітних твердих і досить твердих породах (VIII—XII категорій за буримістю) спостерігається високий вихід керна з непорушеною структурою, тому параметри режиму буріння і проходки за рейс повинні визначатися виходячи з можливості одержання найбільших показників буріння. Навпаки, у тріщинуватих породах, породах високої твердості, а також у м’яких породах часто має місце стирання і розмивання кернe. У цих випадках доводиться скорочувати проходку за рейс і знижувати значення параметрів режиму буріння, зважаючи на необхідність одержання якісного кернового матеріалу.

Щоб керн був представницьким, тобто достатнім для характеристики порід і корисних копалин, поряд з якістю керна потрібно ще й одержання його у визначеній кількості. У практиці геологорозвідувального буріння на тверді корисні копалини використовують такі показники виходу керна В_к, %:

- лінійний вихід керна

, (6.1)

де l_к – довжина піднятого керну, м; l_р – проходка за рейс, м;

- ваговий вихід керна

, (6.2)

де m – маса керна, г; ρ – щільність гірської породи, г/см³; d_к – діаметр керна, см; l_р – проходка за рейс, см;

- об’ємний вихід керна

, (6.3)

де Q – об’єм мірної посудини, дм³; q – обсяг води, залитої в мірну посудину з керном, дм³; d_к – діаметр керна, дм; l_р – проходка за рейс, дм;.

На практиці часто спостерігається низький вихід керна або незадовільна його якість та стан.

Роботами Всеросійського інституту техніки розвідки (ВІТР) встановлено, що показовість опробування при колонковому бурінні визначається фактичним виходом керну, коефіцієнтом рівномірності зруденіння і ступенем вибірковості стирання компонента в керні при бурінні (частинок перетертого керна, що припадає на рудний матеріал). Отже, показовість опробування не залежить від діаметру керна. У той же час, якщо вихід керна дорівнює 100 % або коефіцієнт рівномірності зруденіння дорівнює 1, або ступінь вибірковості стирання дорівнює 0, то похибка кернової проби також дорівнює 0.

Мінімально допустимий вихід керна для певного родовища (або типу руд) може бути знайдений за формулою

, (6.4)

де k_р – коефіцієнт рівномірності зруденіння, що являє собою відношення середнього вмісту компонента в рудах до максимального; N – ступінь вибірковості стирання компонента в керні, тобто частка перетертого керна, що припадає на рудний мінерал; m_к(доп) – припустима похибка кернових проб (5-10 %).

Таким чином, мінімально припустимий вихід керна не залежить від його діаметра, а тільки від величин, що характеризують властивості корисної копалини і задану похибку. Проте установлено, що за інших рівних умов вихід керна знижується зі зменшенням діаметра буріння.

У геологічній документації свердловини зображуються у вигляді проекцій на вертикальну (профіль) і горизонтальну (план або інклінограма) площини.

Ділянка осі свердловини 0А₁А₂ (рис. 6.1) може бути подана горизонтальною 0А'₁А₂ і вертикальною ОD₁D₂ проекціями.

При відомих координатах (Х₀, Y₀, Z₀) положення точки А₁ осі свердловини в просторі відповідає координатам Х₁ Y₁, Z₁, що будуть визначатися збільшенням координат Х₁ Y₁, Z₁ на інтервалі l (0A₁). Значення координат точки А₂ можна знайти з умови

X_і = Х_і+Х_і = Х_і-1 + 1_і·sin_іср·cos _іср; (6.5)

Y_і = Y_і+Y_і = Y_і-1 + 1_і·sin_іср·sin _іср; (6.6)

Z_і = Z_і–Z_і = Z_і-1 – 1_і· cos_іср, (6.7)

де (X, Y, Z)_i – координати попередньої точки на осі свердловини, м;  (X, Y, Z)_і – координати на інтервалі 1_і, м; _іср,  _іср – середні значення відповідно зенітного й азимутального кутів на інтервалі 1_і, град:

. (6.8)

При переході азимуту свердловини через напрямок 0^о розрахунок здійснюється за формулою:

. (6.9)

Вихідні дані

Методика виконання лабораторної роботи полягає в тому, що студент отримує індивідуальне завдання за одним з варіантів (додаток Д) виданих викладачем.