Комплекс ГИС - геофизических методов исследования скважин

<6 7 8 9 10 1112>

Для изучения литологического состава и физических свойств пород разреза, определения мощности отдельных горизонтов и пачек, оценки их нефтеносности, содержания углеводородов и т.п., в процессе бурения скважин проводится отбор керна, шлама и представительных образцов.

Определение содержания углеводородов проводится люминисцентным анализом керна и проб бурового раствора. Изучение литологии и детальное расчленение разреза выполняется разнообразными методами каротажа и технических исследований.

Электрокаротаж - методы КС и ПС:

КС (кажущееся сопротивление) - этим методом^ в зависимости от порядка расположения электродов, выделяется либо кровля, либо подошва продуктивного горизонта. Нефтегазоносные пласты обычно отличаются повышенным электрическим сопротивлением.

ПС (собственная поляризация) - по полумаксимуму каротажной диаграммы ПС в разрезе скважины выделяются пласты с различным сопротивлением. Показания ПС связаны с содержанием глинистого материала в породах, поэтому по кривой ПС возможна и качественная (в смысле неколичественная) характеристика коллекторских свойств пластов. В целом, как комплекс, методы КС и ПС обеспечивают литологическое расчленение разреза по показателям глинистости, пористости пород, минерализации пластовых вод.

АК - акустический (сейсмо-) каротаж - по характеру затухания сейсмо-сигналов определяется водо- и нефтенасыщенность пластов.

Радиоактивные методы каротажа ГК (гамма-каротаж) - регистрация естественной гамма-активности пород. Отчетливо отражается степень пористости/глинистости, пласты-коллекторы выделяются по максимумам диаграммы ГК.

ГГК-П (гамма-гамма-каротаж плотностной) - кривые ГТК-П отражают распределение пород по плотности (г/см³).

НГК (нейтронный гамма-каротаж) и ННК (нейтрон-нейтронный каротаж) -определение содержаний водорода (т.е. углеводородов) в породах разреза.

В комплексе с ГК нейтронные методы каротажа обеспечивают непосредственную оценку нефтегазоносности пластов, определяют положение водо-нефтяного (ВНК) и газо-нефтяного (ГНК) контактов.

Кроме того, в процессе бурения разведочных (и поисковых) скважин проводятся следующие исследования, измерения и испытания.

Термометрия - по буровому раствору и непосредственно в стенках скважин: для определения термического режима, величины геотермического градиента.

Кавернометрия стенок скважин - продуктивные горизонты обычно выделяются повышенной величиной каверн: в силу естественной кавернозности (карбонатные коллекторы) или из-за повышенного разрушения при перебуривании (от механического воздействия бурового снаряда), по сравнению с вмещающей пластичной толщей (глинистых,соленосных пород и т.п.)

Расходометрия - точный учет расхода промывочной жидкости (бурового раствора); в пористых, проницаемых пластах-коллекторах этот расход существенно выше, чем в малопроницаемых породах покрышек.

Инклинометрия - для контроля за искривлением стволов глубоких скважин, точного определения положения забоя в плане.

Комплекс промысловых испытаний - проводится при пересечении нефтегазоносных пластов: для определения величины пластового и забойного давления, физических свойств углеводородов.

Топографическая карта площади «Адзьвинская»

Приложение 1

Физические свойства некоторых алканов

Название	Формула	Т_пл.⁰С	Т_кип.⁰С	Плотность (в жидком состоянии), г/см³	Фазовое состояние в стандартных условиях
Метан	СН₄	-182,5	-161,6	0,4160	Газы
Этан	С₂ Н₆	-182,8	-88,6	0,5462	Газы
Пропан	С₃ Н₈	-187,6	-42,1	0,5824	Газы
н-Бутан	С₄ Н₁₀	-138,3	-0,5	0,5788	Газы
н-Пентан	С₅ Н₁₂	-129,8	36,1	0,6264	Жидкости
н-Гексан	С₆ Н₁₄	-95,3	68,7	0,6594	Жидкости
н-Гептан	С₇ Н₁₆	-90,6	98,5	0,6837	Жидкости
н-Октан	С₈ Н18	-56,8	125,7	0,7028	Жидкости
н-Нонан	С₉ Н₂₀	-53,6	150,8	0,7179	Жидкости
н-Декан	С₁₀ Н₂₂	-29,7	174,0	0,7298	Жидкости
н-Гептадекан	С₁₇ Н₃₆	22,0		0,7767	Жидкости
н-Октадекан	С₁₈ Н₃₈	28,0		0,7767	Твердые вещества
н-Эйкозан	С₂₀ Н₄₂	36,4	-	0,7777	Твердые вещества
н-Пентакозан	С₂₅ Н₅₂	53,3	-	-	Твердые вещества
н-Триаконтан	С₃₀ Н₆₂	66,5	-	-	Твердые вещества
н-Тетраконтан	С₄₀ Н₈₂	81,0	-	-	Твердые вещества
н-Пентаконтан	С₅₀ Н₁₀₂	92,0	-	0,7940	Твердые вещества

В составе нефти присутствуют три основные группы углеводородов: парафиновые (алканы) (С_nH₂_n+2) – нафтеновые (цикланы) (C_nH₂_n) – ароматические (арены) (C_nH₂_n-6 – ряд бензола, С_nH₂_n-12 – ряд нафталина).

По физическому состоянию различают УВ: от СН₄ до С₄Н₁₀ – газы; С₅Н₁₂ – С₁₆Н₃₄ – жидкости; С₁₇Н₃₆ – С₃₅Н₇₂ – твердые (парафины).