Cтраница 3
Имеются указания на наличие нефти в известняках и алевролитах тульского горизонта. В ряде скважин против них отмечаются повышенные газопоказания - до 0 9 % и повышенное удельное сопротивление по БКЗ. Окончательно промышленное значение отложений тульского горизонта еще не выяснено. Имеются небольшие нефтепроявления также и в серпуховском подъярусе. По данным керна, они связаны с остаточной нефтью, находящейся в виде пленок в мелких порах и трещинах доломитизированных известняков. [31]
Кроме того, регистрируется также диаграмма расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ЭВых, л / с. Вместе с диаграммой продолжительности проходки она используется, во-первых, для привязки газопоказаний к истинным глубинам скважины. Для этого определяют отставание - время, в течение которого порция промывочной жидкости перемещается от забоя к устью скважины. Истинная глубина скважины, которой соответствует показание газового анализа, равна разности между фактической глубиной скважины в момент анализа пробы промывочной жидкости и интервалом проходки за время отставания. Во-вторых, по значениям продолжительности проходки и расхода глинистого раствора находят величину коэффициента разбавления Е, равного отношению объема прошедшей по скважине промывочной жидкости к объему выбуренной породы. Он используется для перехода от суммарных газопоказаний к газонасыщенности пластов. [32]
Основная задача газометрии при разведке угольных месторождений состоит в определении концентрации метана, который является взрывоопасным газом, что необходимо учитывать при строительстве и работе угледобывающих шахт. В комплекс газометрических исследований при разведке угольных месторождений входят: 1) регистрация кривой суммарных газопоказаний при помощи газометрической станции; 2) периодическое определение газонасыщенности промывочной жидкости на входе и выходе путем отбора отдельных ее проб и их термовакуумной дегазации; 3) определение остаточного газосодержания керна и шлама путем отбора проб угля и вмещающих пород, поднятых на поверхность, и их термовакуумной дегазации. Кроме того, проводится изучение керна для установления границ между различными литологическими слоями и исследование трещинова-тости пород. [33]
Как правило, газопоказания аномальных зон, относящихся к внутритрубной порции глинистого раствора, ниже, чем для затруб-ьой порции промывочной жидкости, что определяется соотношением объемов затрубного и внутритрубного пространства. Если пласт, отдающий газ, расположен на забое или вблизи забоя скважины, то зоны аномальных газопоказаний для затрубного и внутритрубного пространств совпадают. При совмещении записанных в этом случае кривых газопоказаний так, чтобы каждая половина одной кривой была симметрична половине другой кривой, линия их перегиба будет соответствовать забою скважины, что позволяет уточнить величины отставания промывочной жидкости. [34]
Если на диаграмме газового каротажа выделяется много благоприятных интервалов, то второй метод может привести к большим издержкам. В частности, в мягких породах, по-видимому, неэкономично приостанавливать бурение в каждом интервале с повышенными газопоказаниями. В твердых породах, где трудно определить возможную продуктивность пластов без опробования испытателем или Ьез керна, можно применять второй метод. [35]
Геологическая интерпретация данных геохимических методов исследования заключается в оценке участков разреза, характеризующихся на диаграммах газового анализа газопок & 5аниями, заметно превышающими фоновые. Такие участки обычно соответствуют газоносным пластам, содержащим скопления природного газа, нефтеносным пластам с растворенным ( попутным) газом или водоносным пластам с растворенным газом, часто встречающимся вблизи газонефтеносных пластов. Отнесение пластов с повышенными газопоказаниями к той или иной группе основано на следующих признаках. [36]
Как правило, газопоказания аномальных зон, относящихся к внутритрубной порции глинистого раствора, ниже, чем для затруб-ьой порции промывочной жидкости, что определяется соотношением объемов затрубного и внутритрубного пространства. Если пласт, отдающий газ, расположен на забое или вблизи забоя скважины, то зоны аномальных газопоказаний для затрубного и внутритрубного пространств совпадают. При совмещении записанных в этом случае кривых газопоказаний так, чтобы каждая половина одной кривой была симметрична половине другой кривой, линия их перегиба будет соответствовать забою скважины, что позволяет уточнить величины отставания промывочной жидкости. [37]
Если в раствор добавляется нефть ( для освобождения прихваченных бурильных труб или при приготовлении раствора на нефтяной основе), то искажаются показания газового каротажа. Газовый каротаж можно еще эффективно использовать, если для приготовления раствора на нефтяной основе применяется дизельное топливо. Однако это приводит к возникновению фоновой флюоресценции и фоновых газопоказаний ( поскольку газ из пластов будет растворяться в топливе), и станет необходимо более тщательно изучать образцы шлама. Короче говоря, чувствительность газоанализатора уменьшается. При бурении можно применять пефлюоресцирующие нефти, но практически они широко не используются из-за высокой цены. Кроме того, нефлюоресцирующие нефти очень легко загрязняются. Когда газовый каротаж проводится газокаротажной станцией, для труб следует применять нефлюоресцирующую смазку. Дополнительные расходы на такую смазку невелики. [38]
В приборе ГСТ-5А применен маностат, обеспечивающий постоянство скорости газо-воздушного потока через газоанализатор. Газоанализатор включается автоматически при повышенных газопоказаниях. Для этого в самописце установлен задатчик, который при заданной величине газопоказаний посылает импульс на ведущий мотор, обеспечивающий автоматизацию проведения анализа. [39]
ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛО-ВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ - осуществляется по комплексу методов. В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками: 1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации; 2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии; 3) низкими показаниями гамма-каротажа; 4) неравенством показаний потенциал - и градиент-зондов на диаграммах микрокаротажа; 5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового; 6) повышенными показаниями индекса свободного флюида на диаграммах каротажа ядерно-магнитного; 7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах каротажа газового; F) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного. Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, что и терригенные коллекторы. Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем: 1) сопоставления значений коэффициентов пористости между собой и с критическими значениями пористости. [40]
ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛО-ВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ - осуществляется по комплексу методов. В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками: 1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации; 2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии; 3) низкими показаниями гамма-каротажа; 4) неравенством показаний потенциал - и градиент-зондов на диаграммах микрокаротажа; 5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового; 6) повышенными показаниями индекса свободного флюида на диаграммах каротажа ядерно-магнитного; 7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах каротажа газового; 8) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного. Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, чточ и терригенные коллекторы. Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем: 1) сопоставления значений коэффициентов пористости между собой и с критическими значениями пористости. [41]
В буровом растворе могут присутствовать газ и нефть, не связанные с разбуриваемыми породами. Это происходит в результате неполной дегазации бурового раствора в циркуляционной системе после проходки газонефтесодержащих пород, а также при попадании в раствор смазки и нефти. Некоторое количество газа вносится в буровой раствор с глиной, на которой он приготовлен. Вследствие этого на диаграмме газового анализа по всему стволу скважины или в пределах значительных интервалов наблюдаются газопоказания, называемые фоновыми. [42]
Определение мест притока жидкости по стволу скважин с открытыми забоями при помощи глубинных дебитомеров позволяет сделать заключение о распределении нефтенасыщенных зон. Во время испытаний скважин испытателем пластов получают некоторые данные о продуктивности интервалов. В результате закачки меченной жидкости и люминесцентных исследований выявляют более проницаемые и более нефтенасыщенные зоны разреза. По газокаротажу отмечаются довольно четкие аномалии газопоказаний. [43]
Кроме того, регистрируется также диаграмма расхода промывочной жидкости на выходе из скважины ЭВых, л / с. Вместе с диаграммой продолжительности проходки она используется, во-первых, для привязки газопоказаний к истинным глубинам скважины. Для этого определяют отставание - время, в течение которого порция промывочной жидкости перемещается от забоя к устью скважины. Истинная глубина скважины, которой соответствует показание газового анализа, равна разности между фактической глубиной скважины в момент анализа пробы промывочной жидкости и интервалом проходки за время отставания. Во-вторых, по значениям продолжительности проходки и расхода глинистого раствора находят величину коэффициента разбавления Е, равного отношению объема прошедшей по скважине промывочной жидкости к объему выбуренной породы. Он используется для перехода от суммарных газопоказаний к газонасыщенности пластов. [44]