Газ, нефть и вода размещаются в коллекторах, приуроченных главным образом к осадочным породам. Наиболее распространенным минералом, формирующим коллекторы, является кремнезем. Нефтегазовые залежи приурочены также и к коллекторам, сложенным известняками; в составе горных пород, слагающих коллекторы, имеются глинистые минералы, по­левые шпаты и другие материалы. Отмечены месторождения нефти и газа в коллекторах, сложенных различного типа сланцами, а также в трещинах изверженных пород (в последнем случае промышленных скоплений не из­вестно) .

Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зерен отдельных минералов различной величины, сцементированных в той или иной степени глинистыми, известковистыми и другими веществами. Хими­ческий состав пород нефтяных и газовых месторождений может поэтому характеризоваться большим разнообразием компонентов.

Наличие коллектора, обладающего лишь поровым пространством, — недостаточное условие существования нефтегазовой залежи. Нефть и газ в промышленных объемах обычно находят только в тех коллекторах, кото­рые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм, удобные для накопления флюидов (антиклинальные складки, моно­клинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости, ловушки, образовавшиеся вследствие фациальных изменений пород, окру­жающих коллекторов и т.д.). Несмотря на безграничное многообразие ус­ловий залегания коллекторов нефти и газа, они могут характеризоваться некоторыми общими чертами строения для определенных групп месторож­дений, что позволяет учитывать основные особенности строения залежи.

Физические параметры пласта (расположение газа, нефти, воды, тем­пература, давление), равно как и напряженное состояние горных пород, до вскрытия скважиной месторождения находятся в установившемся в тече­ние геологического возраста состоянии. При разбуривании месторождения и с началом эксплуатации скважин установившиеся условия нарушаются. В этот период изменяются свойства пластовых флюидов, и в результате дви­жения происходит их перераспределение в пористой среде. В коллекторах флюиды располагаются в соответствии с их плотностями — в верхней час­ти газ, ниже нефть, затем вода, — однако часто вода все-таки остается в нефтяной и газовой частях пласта (Н.Т. Линдтроп, В.М. Михайлов). Эту во­ду называют связанной, или остаточной. Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта содержание воды по вертикали постепенно изменяет­ся от 100 % в водоносной части до небольших величин (до содержания «вязкой» воды) в более высоких частях залежи.

Нефтегазоносные пласты изменяются по минералогическому составу, наличию включений по вертикали и горизонтали (без каких-либо законо­мерностей). Поэтому изменяются и физические свойства пласта.

Давление флюидов в пластах (пластовое давление) возрастает с увели­чением глубины залегания коллектора; градиент давления, т.е. прирост давления на 1 м
глубины, колеблется в широких пределах: от 5 до 15 кН/м2
(1 бар = 105 Н/м2 = 1 кг/см2; 1 мН/м2
= 10 кг/см2). В газовой залежи дав­ление одинаково по всей площади или незначительно меняется.

По мере углубления в недра Земли возрастает температура. На 1 °С температура повышается при углублении приблизительно на 33 м. Эта глу­бина называется геотермической ступенью. Однако в различных точках земли она меняется, причем значительно. Изменение температуры на 100 м углубления называют геотермическим градиентом.

Высокие давления и температуры существенно влияют на свойства, а также и на качественное состояние пластовых жидкостей и газов. В зале­жах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими температурами при наличии достаточного количества газа зна­чительная часть нефти находится в виде газового раствора. Эти месторож­дения называются газоконденсатными.

Физические свойства горных пород в пластовых условиях в связи с высоким давлением также отличаются от их свойств на поверхности. Основные факторы, определяющие физико-механические свойства породы, следующие:

1) глубина залегания породы, определяющая величину давления, кото­
рое испытывает порода от веса вышележащей толщи (горное давление);

2) тектоника района;

3)     стратиграфические условия залегания;

4)     внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостью.

Условия залегания нефти и газа в пласте и физические свойства пла­стовых жидкостей являются важными исходными данными, которые ис­пользуют и учитывают при разработке и эксплуатации залежи. Основные физические свойства пород и жидкостей следующие:

1) гранулометрический состав пород;

2)     пористость пласта;

3)     проницаемость пород коллектора;

4)     удельная поверхность пород пласта;

5)     карбонатность пород;

6)     механические свойства пород и сжимаемость пластовых жидкостей;

7)     насыщенность пород газом, нефтью и водой;

8)     физические и физико-химические свойства газа, нефти и воды (вяз­
кость,  плотность,  растворимость газа в нефти и в воде, поверхностные
свойства нефти и воды и др.).

Геологическая информация является основой практически для всех вопросов проектирования и управления процессами строительства сква­жин. Характеристики пород и пластовых флюидов, слагающих разрез, во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, вызова притока и др.

Разрезом скважины называется графическое изображение показате­лей, устанавливаемых на основании данных бурения скважины и опреде­ляющих характер проходимых пород. Разрез скважины должен быть точ­ным, с указанием характерных особенностей конкретного нефтяного ме­сторождения и мест осложнений, наличия газа, высоких и низких ано­мальных пластовых давлений.

Основным методом изучения и корректировки разрезов следует счи­тать исследование образцов пород, поднятых в процессе бурения.

Комплекс наблюдений службы при бурении для составления нового или уточнения существующего разреза сводится к следующему: проведе­ние исследований и наблюдений, необходимых для составления детального комплексного разреза скважин, в том числе комплекса геофизических ра­бот, лабораторное и промысловое изучение образцов — кернов, шлама, флюида пласта, выходящего с буровым раствором из скважины, исследо­вание физико-химических свойств воды, нефти и газа и т.д.

Отбор керна с помощью колонковых долот обеспечивается еще недостаточно качественно, и вынос его не превышает обычно 50 — 80 %.

Для составления представления о разрезе пород, проходимых скважи­ной, используют следующие методы: изучение внешнего вида кернового материала и шлама, анализ срабатываемости долот, изменение механиче­ской скорости бурения и проходки на долото, геофизические методы (ка-верно- и профилометрия, электрокаротаж, газовый каротаж), физико-химические методы анализа пород, отобранных при бурении скважин.

Изучение разреза скважины по внешним признакам подразумевает определение литологического состава пород (по керну) с последующим со­поставлением их с кернами других близко расположенных скважин для установления наиболее характерных (а именно, опорных) горизонтов, ли-тологическая характеристика которых постоянна, а мощность часто фикси­рована. По кернам нескольких скважин удается установить тектонические нарушения.

Предположительно определить породы, проходимые в процессе буре­ния, можно по анализу шлама, в основе которого лежат определение гра­нулометрического состава шлама в буровом растворе и установление его минералогической характеристики. Для его определения применяют ем­кость с сетками (или сеткой) размером 1,0; 0,25 и 0,1 мм. Для непрерывного анализа бурового раствора В.Н. Смирновым был сконструирован специаль­ный аппарат, в котором выходящий из скважины буровой раствор прохо­дит через воронки с ситами, имеющими отверстия диаметром 1 мм. Подве­денная вода смывает буровой раствор, очищает сита и поддерживает час­тицы шлама во взвешенном состоянии. Крупные обломки (> 1 мм) задер­живаются в воронке, более мелкие частицы — на сите (0,1 мм). После взятия пробы шлама определяют содержание глины, песка визуально или весовым методом.

Анализ времени и характера срабатываемости буровых долот, измене­ния механической скорости бурения и проходки на долото (механический каротаж) предусматривает учет твердости проходимых пород и изменение в связи с этим технологических параметров. В практике за оценочный па­раметр принимают крепость горных пород. Применительно к бурению этот термин пока еще недостаточно уточнен. Считается, что при прочих равных условиях время бурения 1 м
скважины прямо пропорционально коэффи­циенту крепости пород. Общепринятой качественной оценкой крепости горных пород считается следующая. Породы делят на крепкие, твердые, средние, слабые, мягкие. На разрезе скважины породы установленной кре­пости окрашиваются в различные цвета. Приблизительная оценка крепости горных пород может быть дана по М.М. Протодьяконову. В основе его классификации лежит физико-механическая характеристика горных пород с определенным коэффициентом крепости.

Совместно с данными кернового и шламового анализов описанным методом можно уточнить отдельные характеристики пород при заканчива-нии скважин.

Наиболее полно геологический разрез скважины изучается с помощью геофизических методов. Они основаны на измерении некоторых физиче­ских параметров горных пород, прямо или косвенно связанных с их лито­логией, коллекторскими свойствами и водонефтегазонасыщенностью.

При вскрытии пласта установившиеся условия нарушаются, изменя­ются свойства пластовых флюидов, их движение и перераспределение в пористой среде. Вода, нефть и газ располагаются в пласте обычно в соот­ветствии с их плотностью. В газовой залежи при отсутствии нефти газ за­легает непосредственно над водой. Однако полного гравитационного разде­ления газа, нефти и воды не происходит (Н.Т. Линдтроп, В.М. Николаев). Это остаточная (связанная) вода. Ее количество может изменяться от до­лей процента до 70 % объема пор (т.е. до 20 — 25 % объема коллектора).

Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта «зеркала вод» не существует, и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в водоносной части до значения содержания связанной воды в по­вышенных частях залежи, что, естественно, совершенно необходимо учи­тывать при заканчивании скважин (вскрытии пласта).

Обратите внимание: