1

1) Побудувати карту ефективних товщин. Для цього на планшеті розміщення свердловин надписати величини ефективних товщин пласта в кожній свердловині і далі з допомогою палетки побудувати ізолінії ефективної товщини пласта (методом трикутників).

2) Побудувати карту ефективних нафтонасичених товщин. На цій карті в межах внутрішнього контуру нафтоносності ефективна нафтонасичена товщина дорівнює ефективній, тому ізопахіти пласта на цій ділянці карти повністю відповідають ізопахітам на карті ефективних товщин. Між внутрішнім і зовнішнім контурами нафтоносності ізопахіти ефективних нафтонасичених товщин проводять шляхом інтерполяції між максимальними значеннями товщин на внутрішньому і нульовими – на зовнішньому контурах нафтоносності з врахуванням даних свердловин, пробурених на цій ділянці. В межах ділянки покладу ізопахіти, як правило, повторюють конфігурації контурів нафтоносності.

2

Кавернометрія

Механічна система приладу — каверномір — являє собою чотири важелі, які розташовані попарно у двох взаємно перпендикулярних площинах та притискуються до стінок досліджуваної свердловини за допо­могою пружин.

Зміну діаметра свердловини по її стовбуру фіксують під час підіймання каверноміра за допомогою спеціального електричного датчика опорів, що зумовлюють зміни параметрів в електричній схемі приладу, в результаті чого реєструється крива зміни різниці потенціалів, пропорційної діаметру сверд­ловини.

У свердловину каверномір спускають з притиснутими до його корпусу важелями за допомогою алюмінієвого кільця в нижній частині корпусу (або з іншого м’якого для розбурювання металу). Після досягнення прила­дом вибою свердловини це кільце знімається і важелі розкриваються за до­помогою ресорних пружин, що вмонтовані в місцях шарнірів у верхніх час­тинах важелів.

Якщо в свердловину спускають каверномір, орієнтований по сторонах світу, то на діаграмі реєструється зміна діаметра свердловини орієнтовано, тобто по діаграмі можна визначити напрямок, у якому сформувалися каверни.

Каверномір з приладом орієнтованого його спуску в свердловину на­зивають профілеміром, а процес орієнтованого визначення зміни діаметра свердловини — профілеметрією.

Результати вимірів каверноміром застосовують для розчленування роз­різу свердловини за літологічними різновида­ми пластів (піщаних, глинистих, карбонатних та ін.). У піщаних породах діаметр свердлови­ни зменшується, тому що фільтрат водної ос­нови промивальної рідини відфільтровується в ці породи і на стінках свердловини відкладаєть­ся глиниста кірка; навпаки, в глинистих по­родах діаметр свердловини збільшується у зв’язку з можливістю цих порід набухати і обвалюватись. Карбонатні породи характеризуються на кавернограмах номі­нальними значеннями діаметра свердловини, галогенні породи, наприклад солі, — слабким збільшенням діаметра свердловини через їх незначне роз­чинення. Дані кавернометрії використовують для розрахунку потрібного об’єму цементного розчину перед цементажем обсадних колон і оцінки стану свердловин.

3

У багатьох випадках тріщинуватість порід зазвичай пов’я­зана з тектонічними і рідше з діагенетичними і епігенетичними (катагене- тичними) процесами.

Тріщини діагенетичного і епігенетичного утворення властиві переваж­но вапнякам і доломітам. Вони існують дуже часто в гіпсах, ангідритах та інших галогенних утвореннях.

Поширення тріщин із одного шару в інший з перетину поверхні наша­рування засвідчує тектонічне походження цих тріщин. Тріщини нетектоніч- ної природи часто утворюють на поверхні нашарування багатокутну сітку.

Нетектонічні тріщини, які називають первинними, утворились на стадії пізнього діагенезу і стадії епігенезу. B породах, які пройшли стадію хоча би перших слабких тектонічних рухів, завжди існують тектонічні тріщини.

Ha сучасному етапі досліджень наявність тектонічної тріщинуватості у більшості гірських порід можна вважати доведеною. Тріщинуватість харак­теризується такими особливостями:

1. об’єднання тріщин у системи, які утворюють більш-менш правильні геометричні сітки;

2. переважно вертикальний відносно шаруватості порід нахил тріщин;

3. міцний зв’язок орієнтира основних систем тріщин з напрямком тек­тонічних структур.

При вивченні тріщинуватості гірських порід з метою виявлення їх ко­лекторних властивостей основний інтерес становлять тектонічні тріщини.

Тріщини, які можна спостерігати неозброєним оком у відслоненнях, гірських виробках, керні, називають макротріщинами. Умовно вважають, що верхня межа відкритості (ширини) мікротріщин дорівнює 100 мкм (0,0001 м).

У цілому тріщинуватість (макро- і мікротріщини) в гірських породах ха­рактеризується відносно правильними геометричними системами тріщин. У загальному випадку геометрична сітка складається з трьох основних систем: вертикальних до нашарування; у напрямку під кутом щодо поверхонь наша­рування; паралельних до цих поверхонь. B окремих випадках геометрична сітка тріщинуватості гірських порід може бути представлена тільки однією ясно вираженою системою паралельних тріщин щодо площин нашарування (сланцюваті, тонкошаруваті породи), або двома перпендикулярними систе­мами, або наявністю декількох різно орієнтованих систем, що створюють враження безсистемного розміщення тріщин. Проте під час детального вив­чення тектонічних тріщин виявляється, що всі вони мають певну орієнтацію відносно площин нашарування і належать до конкретних систем.

Інтенсивність тріщинуватості пласта зумовлена загальною кількістю розвинутих тріщин і залежить від його літологічного складу, ступеня мета­морфізму порід, товщини вмісного середовища і структурних особливостей залягання пласта.

Ha колекторні властивості тріщинуватих порід значний вплив мають: літологічний фактор; характер розподілу та інтенсивність прояву тріщину­ватості, тісно пов’язаних з речовинним складом досліджуваних порід і структурно-текстурними особливостями; найбільш тріщинуватими є доло­мітизовані вапняки, потім чисті вапняки, доломіти, аргіліти, піщано-алев­ритові породи, ангідрито-доломітові породи і ангідрити.

Аналіз великого обсягу фактичного матеріалу, проведений в науково- дослідних організаціях, дав змогу встановити, що проникність тріщинува­тих порід обумовлена системами розвинутих у них тріщин і загалом про­порційна їх густоті.

Завдяки розподілу тріщин у гірській породі по системах можна визна­чити густоту тріщин, що дає змогу визначити об’ємну і поверхневу густоту тріщин.

Під густотою тріщин Г розуміють кількість тріщин, що припадають на одиницю довжини нормалі до площини цих тріщин:

Г = N/L,

де N — кількість тріщин; L — довжина нормалі.

Інтенсивність тріщинуватості оцінюють за об’ємною густотою тріщин T, яка є загальним критерієм ступеня тріщинуватості породи. Це кількість тріщин у певному об’ємі породи.

Про тріщинуватість породи можна також робити висновки і за поверх­невою густотою P, обчисленою для якого-небудь перерізу гірської породи:

P=l/s,

де / — довжина слідів тріщин на вільно вибраній площині зрізаної породи; s — площа зрізу.

Величина P буде об’єктивним критерієм інтенсивності тріщинуватості лише тоді, коли тріщини перпендикулярні площині перерізу. Розмірності L і /, а також s можуть бути в метрах або міліметрах, що залежить від розміру досліджуваного об’єкта.

Необхідні відомості про тріщинуватість порід можуть бути одержані в процесі спостережень у відслоненнях на земній поверхні, а потім екстра­польовані на глибину на ділянці з подібною геологічною будовою. Такі спостереження становлять великий практичний інтерес не лише для терито­рій, де відсутнє глибоке буріння, а й для площ, надра яких розкриті сверд­ловинами.

Іншим важливим параметром тріщинуватості гірських порід є розкри­тість (ширина) тріщин. Залежно від величини розкритості (ширини) мік- ротріщини поділяють на дуже вузькі (капілярні), ширина 0,005—0,01 мм, вузькі (субкапілярні), ширина 0,01—0,05 мм, і широкі (волосяні), розкрит­тя яких — понад 0,05 мм.

При дослідженні тріщинуватості порід крім густоти тріщин і величини їх розкритості потрібно вивчати форму тріщин (лінійні або хвилясті), ступінь насичення їх мінеральною або бітумінозною речовиною.

За ступенем заповнення тріщин розрізняють відкриту, частково запов­нену і закриту (заліковану) тріщинуватість.

У карбонатних породах є пустоти, які виникли в породі в результаті процесів розчинення (каверни, мікрокарстові і стилолітові щілини). Отже, під загальною пористістю тріщинуватої породи слід розуміти відношення сумарного об’єму пустот у породі до об’єму цієї породи.

Дослідження показали, що тріщинна пористість не відіграє великої ролі у вирішенні питання про ємність тріщинних колекторів і частка її від міжзернової пористості становить не більше 10 %.

Це пояснюється тим, що в тріщинуватих породах на значній глибині (понад 1000 м) розкритість тріщин, як правило, не може перевищувати 0,1 мм. За даними Г.Д. Максимовича і E.M. Смехова, зразок тріщинуватої породи, який має форму куба об’ємом 1000 см³ і поділений 10 тріщинами з розкритістю 0,1 мм кожна, характеризуватиметься тріщинною пористістю усього 1 %.

Утім існує інша думка про роль тріщинуватості в колекторах. На­приклад, на Близькому Сході є родовища нафти, де колекторами слугу­ють щільні тріщинуваті вапняки, в яких майже цілком відсутня первинна міжзерниста пористість, але запаси нафти дуже великі. Te саме можна сказати і про пісковики кембрію родовища нафти Хассі-Мессауд (Ал­жир), які піддались перекристалізації, завдяки чому великі запаси нафти в них існують тільки внаслідок тріщинуватості. Тріщинну пористість і проникність можна визначити за допомогою методу мікроскопічного до­слідження петрографічних шліфів, який розробили московські фахівці ко­лишнього ВНДГНІ (г. Москва). Згідно з цим методом, за наявності іс­тинних значень розкритості тріщин, які легко заміряти в шліфах під мік­роскопом, можливо визначити ймовірні величини тріщинної пористості (M_r) і тріщинної проникності (K₁)-.

M_r = b l/s,

K_r = 8,45 • 10⁶ • tf ■ OT_r,

де s — площа шліфа, см²; b — ширина тріщин, см; / — сумарна довжина тріщин, см; 8,45 ■ 10⁶ — коефіцієнт перетворення розмірностей одиниць від системи СГС до системи СІ.

4. класифікація колекторів.за умовами фільтрації виділяють два типи колекто­рів — міжгранулярні і тріщинні, а за характером їх ємності — кавернозний, карстовий, змішаний і порово-тріщинний, які, у свою чергу, поділяють за переважним значенням тієї або іншої структури пустот (рис. 6.10).

5 Причини формування нгпт

1. Вторинне мінералоутворення і цементація матеріалу в природному резервуарі, в результаті чого зменшується об’єм пористого простору і стис­куються порові флюїди.

Б. Хімічні перетворення вуглеводнів безпосередньо в покладі: окис- нення нафти і перетворення її на асфальт, антраксоліт та інші похідні вуг­леводнів, в результаті чого може вивільнятися газ високого тиску, який утворює в покладі НГПТ. Крім того, в зоні BHK в результаті дії мікроорга­нізмів, які споживають водень, можуть виділятися вуглекислий та інші га­зи, що і підвищує пластовий тиск у природному резервуарі.

2. Явище осмосу, за рахунок якого може відбуватись поступове від­фільтровування в колектори пластових вод, які проходять через глинисті породи, в яких вони опріснюються. Після того як ці води попали в колек­тор, в ньому підвищується пластовий тиск. Як правило, мінералізація пла­стових вод у колекторі при цьому значно зменшується. Глинисті шари віді­грають роль напівпроникних мембран.

Г. Дегідратація гірських порід, унаслідок чого в колектори природних резервуарів можуть надходити значні порції вод, які впливають на форму­вання НГПТ, а також гідратація гірських порід. Прикладом може бути пе­ретворення ангідриту на гіпс, об’єм якого в цьому процесі збільшується, суміжні колектори стискаються, що впливає на підвищення в них пласто­вого тиску.

Д. Утворення в природних резервуарах умов внутрішньорезервуарної міграції флюїдів у напрямку склепінь складок, що зумовлює переформу­вання, а також формування нафтогазоносних покладів. Якщо швидкість руху флюїдів у колекторах у цьому напрямку перевищує швидкість виходу з них флюїдів у вмісні породи, в склепінних частинах структур формуються НГПТ з високими коефіцієнтами аномальності.

E. Підіймання окремих блоків осадової оболонки земної кори під дією тектонічних зусиль. Якщо в цих блоках були ізольовані колектори, навіть з нормальними пластовими тисками, то на менших гіпсометричних рівнях вони будуть надгідростатичними.

Ж. Проникнення в колектори сопкової брекчії грязьових вулканів; про­никнення високонапірних ювенільних флюїдів із підкорових оболонок Землі в осадові відклади, а також землетруси, моретруси, цунамі, які зумовлюють раптове (стресове) підвищення тектонічних напружень у природному резер­вуарі та як наслідок — пластових тисків. Проте спостереження показали, що підвищені пластові тиски в колекторах зберігаються дуже короткий час.

6 Сили, які переміщують нафту b пласті

Залежно від природних умов під час розробки покладів у пласті можуть діяти різні сили, які протискують нафту до вибою свердло­вини: а) напір води; б) тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки); в) розширення газу, розчиненого в нафті; г) пружність рідини і породи; д) сила тяжіння самої нафти.

7

1 Рідини на водній основі

А) без твердої фази

Б) рідини з диспергов. твердою фазою

- природні

- глинисті

В) з конденсованою твердою фазою

Г) полімерні

- без глинисті

- мало глинисті

Д) нафтоемульсійні

Е) міцелярні

2 Рідини на вуглеводневій основі

А ) практично безводні

Б) інвертно емульсійні

3 Аеровані рідини

А) Аерована вода

Б) аерований глинистий розчин

В) піни

4 Газоподібні агенти

А) повітря

Б) азот

В) викідні гази

Г) природний газ

Д) суміш викидних газів з повітрям